01 Manual Del Participante Well Control

CONTROL DE POZOS

El presente manual fue elaborado tomando como base las prácticas consideradas más adecuadas en el momento de su elaboración, no teniendo la intención de imponer normas o procedimientos. Los procedimientos y equipamiento pueden variar como consecuencia de la experiencia y del desarrollo de nuevas tecnologías. Este manual no puede ser reproducido total ni parcialmente, ya sea en forma impresa o digital, sin autorización expresa de “AMELCO Formación Profesional”.

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AMELCO IADC CURSO DE CONTROL DE POZOS

CONTROL DE POZOS

PERFORACIÓN / TERMINACIÓN / REPARACIÓN

NIVEL SUPERVISOR

ÍNDICE GENERAL

Capítulo 1 INTRODUCCIÓN A LOS FLUIDOS

Capítulo 2 PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

Capítulo 3 ORIGEN Y DETECCIÓN DE SURGENCIAS

Capítulo 4 EL BOP Y SU CONJUNTO

Capítulo 5 EQUIPAMIENTO DEL POZO

Capítulo 6 MECÁNICA DE LAS SURGENCIAS

Capítulo 7 PROCEDIMIENTOS

Capítulo 8 FUNDAMENTOS DE CONTROL DE POZOS

Capítulo 9 MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS

Capítulo 10 COMPLICACIONES OPERATIVAS

Capítulo 11 SACAR O BAJAR TUBERÍA BAJO PRESIÓN

Capítulo 12 REPARACIÓN DE POZOS

Capítulo 13 TEMAS ESPECIALES

Capítulo 14 ANEXO – CÁLCULOS

GLOSARIO

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

ÍNDICE ALFABÉTICO


1 - INTRODUCCIÓN A LOS FLUIDOS 1-1

Capítulo 1 - INTRODUCCIÓN A LOS FLUIDOS

ÍNDICE

TEMA PÁG.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN 1-3

Funciones generales................................................................................................... 1-3

Transportar recortes a la superficie................................................................. 1-3

Evitar la caída de recortes cuando se detiene la circulación........................... 1-4

Controlar la presión anular.............................................................................. 1-4

Enfriar y lubricar la columna de perforación.................................................... 1-4

Soportar las paredes del pozo......................................................................... 1-4

Aportar flotación a la columna de perforación y casing................................... 1-4

Provisión de energía hidráulica....................................................................... 1-4

Proveer un medio adecuado para el perfilaje.................................................. 1-4

Permitir transmitir información de fondo de pozo............................................ 1-5

Efectos no deseados................................................................................................... 1-5

Daños a la formación....................................................................................... 1-5

Contaminación ambiental................................................................................ 1-5

Corrosión del casing y la columna de sondeo................................................. 1-5

Reducción de la velocidad de penetración del trépano................................... 1-5

Problemas de circulación, compresión y pistoneo........................................... 1-5

Pérdida de circulación..................................................................................... 1-5

Aprisionamiento de sondeo............................................................................. 1-5

Erosión del pozo.............................................................................................. 1-5

Decantación de recortes en las piletas............................................................ 1-6

Desgaste prematuro de la bomba de lodo....................................................... 1-6

Contaminación del cemento............................................................................ 1-6

Medición de campo de los fluidos de perforación....................................................... 1-6

Densidad.......................................................................................................... 1-6

Propiedades Reológicas.................................................................................. 1-7

Ensayo de filtrado de baja presión................................................................... 1-9

Prueba de cloruros........................................................................................... 1-10

Temperatura..................................................................................................... 1-10

Tipos de Fluidos de perforación.................................................................................. 1-11

FLUIDOS DE REPARACIÓN..................................................................................... 1-12

Cualidades necesarias de los fluidos de reparación................................................... 1-12

Problemas de contaminación...................................................................................... 1-12



TEMA PÁG.

Funciones.................................................................................................................... 1-13

Transporte de materiales................................................................................. 1-13

Suspensión de materiales al detener la circulación......................................... 1-13

Control de presión............................................................................................ 1-14

Enfriamiento y lubricación................................................................................ 1-14

Provisión de energía hidráulica........................................................................ 1-14

Brindar un medio adecuado para las herramientas de cable, perfilaje y punzado........................................................................................................... 1-14

Permitir que el equipamiento del pozo pueda bajarse en tiempo razonable y forma segura.................................................................................................... 1-14

No producir daño a formaciones en producción.............................................. 1-14

No dañar el equipamiento del pozo................................................................. 1-15

No dañar el equipamiento de superficie.......................................................... 1-15

No afectar al personal ni al medio ambiente.................................................... 1-15

Temperatura................................................................................................................ 1-15

Tipos de comunes de fluidos....................................................................................... 1-15

Petróleo........................................................................................................... 1-15

Fluidos de base petróleo................................................................................. 1-16

Gas.................................................................................................................. 1-16

Agua................................................................................................................ 1-16

Densidad de salmueras................................................................................... 1-17

Cristalización............................................................................................................... 1-18

Fluidos de base acuosa o convencionales (lodos)..................................................... 1-18

Fluido de empaque...................................................................................................... 1-18

Colchones y tapones................................................................................................... 1-19

Seguridad general para los fluidos.............................................................................. 1-20

Resumen..................................................................................................................... 1-20



INTRODUCCIÓN A LOS FLUIDOS

FLUIDOS DE PERFORACIÓN

FUNCIONES GENERALES

Las funciones generales de los fluidos de perforación están correctamente definidas y, considerando que el buen resultado de los trabajos de perforación depende de la calidad de los fluidos que se utilice, en este capítulo inicial nos ocuparemos de ellos en detalle. A continuación, se mencionan las nueve funciones básicas de los fluidos de perforación:

Transportar recortes a la superficie.

Evitar la caída de esos mismos recortes cuando se detiene la circulación.

Controlar la presión anular a través de la presión hidrostática.

Enfriar y lubricar la columna de perforación

Soportar las paredes del pozo

Aportar flotación a la columna de perforación y casing.

Proveer energía hidráulica.

Proveer un medio adecuado para el perfilaje.

Permitir la transmisión de información de fondo de pozo.

Como nada es perfecto, existen algunos efectos no deseados que deberán reducirse al mínimo para lograr cumplir las funciones generales ya mencionadas con buen resultado:

Daños a la formación

Contaminación ambiental.

Corrosión del casing y la columna de sondeo

Reducción de la velocidad de penetración del trépano.

Problemas de circulación, compresión y pistoneo

Pérdida de circulación

Aprisionamiento de sondeo

Erosión del pozo

Decantación de recortes en las piletas y en el pozo

Desgaste prematuro de la bomba de lodo

Contaminación del cemento

Transportar recortes a la superficie

El lodo en movimiento debe lograr una buena limpieza del pozo para no dejar recortes en el espacio anular, ya que esta acumulación provocaría un aumento del esfuerzo de torsión y arrastre, taponamientos y variaciones en la presión hidrostática. Además puede favorecer problemas como aprisionamientos de sondeo, pérdidas de circulación, y disminución de la velocidad de penetración.

Por otra parte, la gravedad tiende a provocar que los recortes caigan hacia el fondo del pozo. La velocidad de caída de los recortes depende fundamentalmente de:

Tamaño y forma de la partícula

Densidad de la partícula



Viscosidad del lodo

Evitar la caída de los recortes cuando se detiene la circulación

Como ya vimos, al parar la circulación los recortes tienden a caer al fondo. Esto se evita si el lodo de perforación forma una estructura gelificada. Esta estructura gelificada debe mantener los recortes en su posición hasta que la circulación se reanuda. Pueden producirse presiones excesivas de compresión y pistoneo si el lodo conserva una estructura muy gelificada cuando la circulación ha comenzado.

Controlar la presión anular

Dado que los fluidos de formación (petróleo, agua o gas) normalmente se encuentran bajo una fuerte presión, es necesario balancearlos o sobrebalancearlos para evitar un flujo descontrolado. La presión hidrostática que ejerce el fluido de perforación cumple tal efecto en el espacio anular.

Enfriar y lubricar la columna de perforación

El trabajo de perforación del trépano contra la formación en el fondo del pozo, logrado por la rotación de las barras de sondeo, requiere mucha energía y por lo tanto libera una gran cantidad de calor. El lodo de perforación debe absorber este calor y eliminarlo del fondo del pozo.

El fluido de perforación también debe lubricar el casing, barras de sondeo y el trépano. Las propiedades de lubricación pueden mejorar al agregar materiales especiales al fluido de perforación, esto es lubricantes. Los beneficios que se pueden lograr son disminuir el esfuerzo de torsión y arrastre, reducir la presión de bombeo y una disminución del desgaste por fricción entre la barra de sondeo y el casing.

Soportar las paredes del pozo

El pozo puede derrumbarse antes de entubarlo, a menos que exista un soporte adecuado provisto por el lodo. El tamaño del soporte depende de la formación. Una formación muy firme o consolidada puede sostenerse solamente por el efecto de la densidad del lodo. En formaciones no consolidadas o débiles, el fluido de perforación debe proveer la formación de un revoque delgado y resistente sobre la pared del pozo.

Aportar flotación a la columna de perforación o casing

La columna de perforación o del casing puede pesar muchas toneladas y generar esfuerzos extremos en la estructura del equipo. El efecto de flotación provisto por el fluido disminuye en cierto porcentaje el peso excesivo. Según el Principio de Arquímedes, esta fuerza positiva depende de la densidad del fluido y del volumen que haya desalojado.

Proveer energía hidráulica

Los conceptos del Teorema de Bernoulli se aplican para explicar la muy alta velocidad que se desarrolla a medida que el lodo de perforación pasa a través de las boquillas del trépano. Esta fuerza hidráulica mantendrá limpia el área debajo del trépano para que éste no tenga que retriturar los recortes de lo ya perforado, ya que redundaría en una reducción de la velocidad de avance. Las propiedades físicas y la velocidad del fluido de perforación están determinadas para poder garantizar la limpieza del área debajo del trépano.

Proveer un medio adecuado para el perfilaje

El fluido de perforación es necesario para las operaciones de perfilaje que se realizan para evaluar las formaciones. Muchos perfiles requieren que el lodo de perforación sea un líquido conductor de electricidad o sonido que presente propiedades distintas a las que poseen los fluidos de la formación.



Permitir transmitir información de fondo de pozo

Tal es el caso de la información que transmiten las herramientas de MWD.

EFECTOS NO DESEADOS

Daños a la formación

Una formación dañada puede mostrar dos aspectos diferentes: reducción de la producción esperada de hidrocarburos o inestabilidad en las paredes del pozo. Casi todos los fluidos de perforación alteran las características de la formación dado que algunas formaciones son más sensibles que otras y algunos fluidos más dañinos. Las formaciones particularmente sensibles pueden necesitar fluidos de perforación especiales o tratamientos específicos.

Contaminación ambiental

Ciertos líquidos, sólidos y aditivos químicos pueden causar problemas ambientales. De ser posible deberá utilizarse un lodo totalmente ecológico, quizá más caro, pero que no afecte en gran medida la vida marina o el ambiente. Puede resultar interesante consultar sobre este tema al Sistema de Gestión Ambiental ISO 14001.

Corrosión del casing y la columna de sondeo

En el pozo, los tubulares de acero pueden estar expuestos a un ambiente corrosivo originado en el lodo de perforación. Los efectos inherentes de este ambiente corrosivo pueden reducirse con un tratamiento químico en lodo o paredes de acero.

Reducción de la velocidad de penetración del trépano

Son diversos los factores que disminuyen la ROP del trépano, pero la diferencia presente entre la presión de formación y la hidrostática es el más significativo. Además tiene mucha influencia el porcentaje de sólidos.

Problemas de circulación, compresión y pistoneo

Si el lodo de perforación posee viscosidad muy alta aumentan las presiones de compresión y de pistoneo. La formación de un revoque grueso también contribuye al incremento de las presiones citadas, las que pueden provocar una surgencia. La viscosidad excesiva limita el caudal de circulación y disminuye la ROP al reducir la caída de presión en el trépano, aumentando el esfuerzo de la bomba.


Puede verificarse una pérdida de circulación cuando la presión hidrostática excede la resistencia de la formación. Esta presión alta puede originarse en malas prácticas de bajada de tubería o lodo con densidad no acorde. Elevados costos de lodo de perforación y pozo, sumados a la posibilidad de una surgencia, son los resultados inmediatos de una pérdida de circulación.

Aprisionamiento de sondeo

La columna de sondeo puede aprisionarse por excesiva cantidad de recortes en el pozo, o por pegamiento debido a presión diferencial. Este aprisionamiento del sondeo da lugar a onerosas tareas de pesca y aumenta el costo del pozo en forma considerable.

Erosión del pozo

Las dificultades que origina la erosión del pozo pueden manifestarse durante el perfilaje, cementación o simplemente por atascamiento de sondeo. Hay dos clases de erosión: una física y otra química. La circulación del fluido de perforación en el espacio anular a una



velocidad menor contribuye a reducir la erosión física. La erosión química depende de la reacción entre productos del fluido de perforación y la formación. Por ejemplo por acción de dispersantes.

Decantación de recortes en las piletas

La misma gelificación que impide que los recortes caigan en el pozo al parar la circulación también evita la decantación de sólidos indeseables en las piletas. Este problema puede disminuirse con el adecuado funcionamiento de un equipo de control de sólidos, tal como un desarenador o desarcillador (desilter) más un desarcillador con zaranda (mud cleaner) y centrífugas.

Desgaste prematuro de la bomba de lodo

Los sólidos antes mencionados antes pueden provocar el desgaste excesivo de los componentes de las bombas. Probablemente, el sólido más abrasivo es la arena que se incorpora al fluido durante de la perforación.

Contaminación del cemento

Los fluidos que resultan aptos para las operaciones de perforación son, por lo general, incompatibles con la lechada de cemento. Debe utilizarse un colchón espaciador para separar el cemento del fluido de perforación.

MEDICIÓN DE CAMPO DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Para una adecuada respuesta del fluido, sus propiedades deben controlarse periódicamente cuando se lo utilizará durante la perforación u operaciones de reparación. En forma rutinaria, estas propiedades se controlan y registran en el lugar del pozo. A continuación describiremos los ensayos pertinentes:

Densidad

Propiedades Reológicas (viscosidad de embudo, viscosidad plástica, punto de fluencia)

Ensayo de filtrado (ensayo API de baja presión)

Prueba de cloruros (concentración salina)

Temperatura

Densidad

La balanza de lodo convencional, al igual que las balanzas de lodo presurizadas tiene un brazo graduado y trabajan con el principio de nivelación por contrapesos para medir la densidad. En la mayoría de los casos, la balanza convencional de lodo resulta apropiada. Si el fluido o la mezcla de cemento contienen una cantidad significativa de aire o gas "atrapado" que pueda distorsionar la medición, debe utilizarse una balanza presurizada. La presión reduce la cantidad de aire o gas a un volumen insignificante, y así se logra un valor comparable al de fondo del pozo.



Figura 1 - Balanza para Lodo

Procedimiento de trabajo:

Nivelar la base del instrumento.

Llenar la copa, limpia y seca, con el fluido a pesar.

Colocar la tapa sobre la copa y fijarla con un movimiento giratorio. Verificar que algo de lodo salga por el agujero de la tapa, para asegurar el completo llenado.

Si se emplea una balanza presurizada, utilizar la bomba ad hoc para agregar lodo a presión a la copa.

Lavar la parte exterior de la copa y el brazo para quitar el exceso de lodo.

Colocar en el soporte y mover la pesa móvil a lo largo del brazo graduable hasta que la copa y el brazo estén en equilibrio.

Leer la densidad sobre escala.

Quitar el lodo de la copa inmediatamente después de usarla. Es esencial que se mantengan limpias todas y cada una de las partes de la balanza de lodo, si se desea obtener resultados precisos.

Para calibrar la balanza de lodo, se debe seguir el procedimiento antes mencionado, pero llenando la copa con agua destilada y ajustando la pesa móvil a la división del valor correspondiente de la densidad del agua dulce según la escala que se posea (por ejemplo, 8,33 si está graduado en lbs/gal, 1000 g/l). Si la pesa móvil y la copa no se encuentran equilibrados, se deben ajustar con el tornillo de calibración y si no es suficiente se debe agregar o sacar contrapeso. El contrapeso que está constituido por esferas de plomo pequeñas puede agregarse o quitarse de la cámara existente en el extremo del brazo graduado.

Propiedades reológicas

Los valores de las propiedades reológicas de un fluido son necesarias para determinar la capacidad del lodo para levantar recortes hasta la superficie; para analizar la contaminación de lodo por acción de sólidos, químicos o temperatura, para calcular la pérdida de presión de circulación y para determinar los cambios de presión en el pozo durante una maniobra de sacar y bajar el sondeo. Las propiedades fundamentales son la viscosidad y la fuerza del gel.

Las medidas de viscosidad simple se toman con un embudo Marsh. La llamada viscosidad



de embudo es la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto de galón (0,946 l) de fluido pase a través de un tubo de 3/16 pulgadas (4,8 mm) que se acopla al fondo de un embudo de 12 pulgadas (305 mm) de largo. El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

Para calibrar el embudo Marsh y efectuar el ensayo estándar API, llenar el embudo con 1.500 cm3 de agua dulce a una temperatura de 70° a 80° F (22° C a 27° C) y anotar el tiempo que se necesita para drenar un cuarto de galón (0,946 l) del embudo. El tiempo para el agua dulce es de 26 segundos, con una tolerancia aproximada de 1/2 segundo. A continuación, se describe el procedimiento para el ensayo de viscosidad con embudo.

Para lograr resultados confiables, utilizar un embudo limpio y libre de irregularidades en su interior. Tomar la muestra en la línea de salida del pozo, filtrar a través de la malla y realizar el test enseguida, tomar el tiempo de flujo.

Figura 2 - Embudo y Jarra

Registrar la temperatura de la muestra en grados Centígrados.

Cubrir el extremo del tubo con el dedo y verter el lodo a través de la malla hasta que el nivel alcance el fondo de la misma.

Quitar el dedo del orificio de la salida y controlar con cuidado los segundos necesarios, para que un cuarto de galón (0,946 l) de lodo descargue del embudo. La cantidad de segundos representa la viscosidad.

La medición de las propiedades reológicas del lodo de perforación se puede perfeccionar utilizando un viscosímetro Fann que suele conocerse simplemente como medidor VG. Este instrumento utiliza una camisa que rota alrededor de un cilindro ajustado por tensión elástica interna y que posibilita lecturas directas o digitales de la resistencia de circulación de los fluidos. Las lecturas se realizan a 300 y 600 rpm para determinar la viscosidad plástica (VP) y el punto de fluencia (PF) (yield point) del fluido.

Para determinar la VP, al resultado de la lectura a 600 rpm se le resta el de la lectura a 300



rpm. La viscosidad plástica marca la resistencia al flujo provocada por la fricción entre las partículas sólidas suspendidas y la fase líquida del fluido. Al ser dependiente de partículas sólidas, el tamaño, la forma y el número de partículas afecta la viscosidad plástica. La unidad de medida se expresa en centipoises (cp.)

La resistencia a fluir provocada por las fuerzas de atracción entre las partículas suspendidas en el fluido se denomina Punto de Fluencia. Se mide en libras por 100 pies cuadrados y se determina al restar la medición de la viscosidad plástica del resultado obtenido de la lectura a 300 rpm.

El viscosímetro también se utiliza para determinar la resistencia del gel, que es la capacidad del fluido para desarrollar una estructura gelatinosa rígida o semi-rígida cuando el fluido no está en movimiento. Generalmente, la gelificación se mide a los 10 segundos y a los 10 minutos después de haberse detenido el fluido.

Ensayo de filtrado de baja presión

Una de las propiedades más importantes de un fluido es la capacidad de filtración o pérdida de agua. Es la medición de la cantidad relativa de agua del lodo que se pierde en las formaciones permeables, y de la cantidad relativa de revoque que se forma en las paredes permeables del pozo. El filtro prensa de baja presión cumple las especificaciones API establecidas para medir el filtrado. La presión se obtiene de cartuchos de dióxido de carbono (CO2); sin embargo, las modificaciones en las conexiones permiten el uso de aire comprimido proveniente del equipo de perforación o de cilindros de aire comprimido. El procedimiento para llevar a cabo el ensayo de filtrado es el siguiente:

Armar las partes del filtro prensa utilizando un papel de filtro, nuevo, seco y sano

Llenar el depósito con lodo hasta que falte ~ 1 cm para llegar al borde. Esto es sólo necesario para ahorrar CO2. Si el aire comprimido resultara abundante, obviar el detalle y llenar parcialmente la celda. Permitido usar nitrógeno en lugar del aire o dióxido de carbono. Oxígeno está prohibido; puede provocar una explosión.

Colocar la probeta graduada para recibir el filtrado y regular la presión del gas a 100 psi (7 kg/cm2), con una tolerancia de + o - 5 psi. No debe abrirse la válvula de gas si el regulador

Figura 3 Filtro prensa



que no está ajustado a la presión mínima. Abrir la presión hacia la prensa filtro con la válvula correspondiente.

A los 30 minutos, liberar la presión y leer en la probeta la cantidad de agua filtrada, en mililitros (ml). Quitar con cuidado el papel filtro con la retorta de filtración y enjuagar el exceso de lodo. El espesor de la retorta de filtrado marca el Revoque se mide en mm.

En general, debe realizarse el ensayo de 30 minutos. Pero de conformidad con las normas API si el filtrado de agua es superior a los 8 ml, el volumen de filtrado que se obtiene en 7,5 minutos puede duplicarse para dar una aproximación razonable al valor API. El tiempo real del ensayo, si fuera diferente al del ensayo de 30 minutos, deberá registrarse en el informe del parte diario al perforador. Además del registro del revoque, se deberá agregar una nota descriptiva siempre que la retorta tenga una textura pobre o el espesor haya aumentado por hinchamiento. En el caso de ensayos con una duración inferior a los 30 minutos, no se deben registrar los espesores de retorta.

Prueba de cloruros

La determinación de cloruros es importante para detectar la contaminación por sal y para establecer las concentraciones en lodos de agua salada o tratados con sal. El ensayo se realiza sobre el filtrado del lodo y se efectúa conforme al estándar API de filtración. El procedimiento para comprobar el contenido de cloruro en el lodo es el que sigue:

Medir una muestra de un volumen conveniente, entre 1 y 10 cm3, en un recipiente y diluir aproximadamente a 50 cm3 con agua destilada.

Agregar unas gotas de indicador de fenolftaleína. Si la solución toma una coloración rosada, agregar ácido sulfúrico hasta que la coloración desaparezca por completo. Si se han agregado fosfatos en grandes cantidades, agregar entre 10 a 15 gotas de una solución de acetato de calcio.

Agregar 4 o 5 gotas de un indicador de cromato de potasio para obtener una coloración amarillo brillante.

Agregar gota por gota una solución estándar de nitrato de plata en forma continua. El punto final de la titulación se alcanza cuando la muestra cambia a color anaranjado o rojo ladrillo.

Se calcula el contenido de cloruros (Cl) de la siguiente manera:

Cloruros (mg. por litro) = 1000 x cm3 de nitrato de plata / cm3 de la muestra

Este método de cálculo supone que no hay cambio en la densidad del filtrado con el aumento de concentración salina. En este caso, los resultados se expresan correctamente en miligramos (mg) por litro, pero no es conveniente hacerlo en partes por millón. La concentración de cloruros en partes por millón o porcentaje por peso, se determina usando la siguiente fórmula:

ppm = mg por litro / densidad de la solución (g / cm3)

% por peso = mg por litro / (10.000 x densidad de la solución [g / cm3])

Además de la sal común, que es cloruro de sodio, las bolsas de sal a menudo contienen cloruros de calcio y de magnesio. El método descripto determina la cantidad de ion cloruro presente, aunque el resultado también puede expresarse como cloruro de sodio, multiplicándolo por 1,65.

Temperatura

Las propiedades reológicas del lodo de perforación y la efectividad de los distintos aditivos se ven afectados por la temperatura. La temperatura de fondo de pozo es un factor muy importante, pero no puede determinarse con facilidad. La medición de la temperatura de la



línea de salida de flujo con un termómetro común es un indicador razonable de las condiciones en el fondo, por ello las propiedades reológicas se miden a la temperatura de la línea de salida del lodo.

TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Finalmente, y a modo de repaso detallaremos los tipos de fluido que podemos encontrar en las operaciones de perforación. Cada uno de ellos es utilizado en distintas etapas del pozo, o de acuerdo a las necesidades particulares de la formación a perforar.

TIPOS DE LODO

Fluidos base agua

1. Bentonítico no disperso

2. Bentonítico disperso

3. Bentonítico polimérico

4. Bentonítico de bajos sólidos

5. Bentonítico aireado

6. Espumas

Fluidos base aceite

1. Emulsión inversa

2. Emulsión directa



FLUIDOS DE REPARACIÓN

Muchas tareas de reparación de pozos, tales como: punzado, cementación, fracturación, acidificación, estimulación, ahogo de pozo, fresado, profundización, taponamiento, ó limpieza requieren el uso de fluidos específicos. Estos fluidos pueden ser: gases, petróleo, agua en salmuera, lodos u otras soluciones químicas que se utilizan durante las actividades normales de reparación.

Los fluidos especializados son los de empaque y los de terminación. Los fluidos de empaque se dejan en el pozo entre el tubing y el casing, encima del empaquetador (packer); deben tener la característica de ser no corrosivos, mantener el control de la presión y estar en condiciones de circular luego de algún tiempo. Los fluidos de terminación deben evitar daños permanentes en la zona productiva.

CUALIDADES NECESARIAS EN LOS FLUIDOS DE REPARACIÓN

Un buen fluido de reparación debe ser:

Necesariamente denso como para controlar las presiones del pozo, pero sin excederse. Esto reduce una pérdida importante de fluido hacia la formación. En el punto de equilibrio de la presión de formación, se reducen las pérdidas de filtrado por sobrebalance.

De costo razonable. Muchas veces es necesario utilizar fluidos costosos para evitar daños en formaciones muy sensibles. Hay ocasiones en las que los fluidos menos costosos provocan poco o ningún daño.

No corrosivo para evitar una futura falla en los tubulares y los consiguientes gastos de pesca.

Estable frente a la temperatura; factor muy importante cuando el fluido queda en el pozo durante un tiempo considerable. La pesca de packers y tubing atascados puede resultar costosa e incluso podría derivar en el abandono del pozo antes de completar su vida útil.

Libre de partículas sólidas en la medida de lo posible. Los sólidos pueden producir notorias bajas en la producción, después de un trabajo de fractura o de engravado.

Algunos fluidos tienen grandes cantidades de partículas sólidas en suspensión, que pueden ser abrasivos para el equipo (arena y metales). Otros poseen pequeñas cantidades de sólidos, pero que pueden provocar taponamientos. Los mejores fluidos son los filtrados, con pocos o ningún sólido.

En general, se considera que los fluidos que se filtran a 2 - 4 micrones, o a 10-20 NTUs minimizan el daño a la formación, logrando niveles más altos de producción. (NTU = UNT (Unidad Nacional de Turbidez, medida de la claridad del fluido.).

PROBLEMAS DE CONTAMINACIÓN

Para las operaciones normales algunos fluidos resultan efectivos pero pueden resultar incompatibles con las mezclas de cemento o ácidos. Entonces se torna necesario utilizar un colchón espaciador para separarlos durante el bombeo.

Como en el caso del lodo de perforación algunos aditivos químicos ó hasta el fluido mismo pueden provocar problemas ambientales. Entonces puede resultar necesario reemplazarlos por un producto menos eficaz y/o más costoso que no dañe el medio ambiente. Ver Norma ISI 14001.



FUNCIONES

Las funciones generales de los fluidos de reparación ó terminación, son similares a las de fluidos de perforación. Los fluidos son muy importantes para el éxito de la mayoría de las tareas de reacondicionamiento; además, no deben dañar la formación en producción, ni poner en peligro el equipo, el personal o el medio ambiente. Es fundamental que los fluidos se usen y controlen en forma adecuada.

Los fluidos utilizados en tareas de reparación y terminación varían en cuanto al peso y van desde baja densidad (gas) a alta densidad (líquidos). Las funciones básicas son:

Transporte de materiales necesarios y de desecho hacia y desde el pozo.

Suspensión de los materiales mencionados cuando se detiene la circulación.

Control de la presión de formación para evitar reventones.

Enfriamiento y lubricación de la cañería, trépanos y fresas.

Provisión de energía hidráulica.

Brindar un medio adecuado para el perfilaje y punzamiento.

Mediante el control hidrostático de la presión de formación, permitir que el equipamiento de pozo pueda correrse en tiempo razonable y forma segura.

No dañar la formación en producción, quizás la función más importante.

No dañar el equipamiento del pozo a futuro.

No dañar el equipamiento de superficie.

No afectar al personal ni al medio ambiente.

Transporte de materiales necesarios y de desecho hacia y desde el pozo.

Para realizar distintas operaciones, es importante hacer circular algunos materiales, tanto dentro como fuera del pozo. Algunos se agregan con un objetivo determinado, mientras que otros, que pueden resultar perjudiciales, se sacan para mantener el pozo limpio.

Los materiales potencialmente dañinos e indeseables que pueden circular desde el pozo son: cemento, fluidos corrosivos, recortes, escombros, gravas, gas, metales, lodo antiguo contaminado, plásticos, arena, cemento húmedo sin usar y otros.

Del mismo modo, resulta necesario hacer circular material beneficioso, tal como: ácido, cemento, tapones viscosos, plástico, grava, arena de fractura, selladores y otros fluidos.

La acumulación de material en las paredes del pozo, circunstancia a evitar, puede causar algunos inconvenientes, tales como:

Pegamiento o falla de la tubería

Formación de tapones o empaquetamiento de la tubería

Aumento del torque o del arrastre en maniobras.


Relleno y taponamiento de punzados.

Desgaste excesivo y prematuro del equipo.

Suspensión de materiales cuando se detiene la circulación.

Asegurar que un fluido tiene una gelificación de alta resistencia implica marcada capacidad de suspensión cuando la circulación se detiene. Esta estructura gelificada resiste el hundimiento de sólidos y recortes hasta que se reinicie la circulación. De tal modo se reduce la cantidad de relleno, y minimiza el pegamiento de herramientas, tuberías y cables de



acero, como consecuencia de la caída de los sólidos.

No obstante, en las operaciones de reparación, la mayor parte de la remoción de desechos puede realizarse por circulación inversa, a mayor velocidad y en menor tiempo.

Puede ocurrir que esta característica de gelificación se contraponga con la buena práctica de operación debido a que cuanto mayor sea la resistencia del gel, mayores serán las posibilidades de generar presiones de pistoneo y compresión. Para eliminar este inconveniente debe utilizarse un fluido en base a polímeros que tenga buena capacidad de sustentación y muy bajo punto de fluencia.

En caso que los desechos resultaran demasiado pesados para circular (por ejemplo, recortes de metal) hacia arriba por la barra de sondeo, puede usarse una canasta de pesca con circulación normal.

Control de presión

Es necesario tener en cuenta que podríamos estar expuestos a una presión de formación en cualquier momento de las actividades de reparación. Pueden ocurrir algunas situaciones en las que el trabajo se lleve a cabo en un pozo "vivo", bajo presión. No obstante, en la mayoría de los casos, se pide ahogar el pozo. Por lo tanto, se procura balancear o sobrebalancear la presión de formación con la hidrostática para evitar el flujo del pozo. Los fluidos pueden ajustarse o densificarse todo lo que sea necesario para lograr una condición balanceada. Tener en cuenta que un sobrebalance podría generar una pérdida o dañar la formación.

Enfriamiento y lubricación

A medida que el trépano o la fresa y la barra de sondeo rotan en el pozo, se generan temperaturas muy elevadas. El fluido debe absorber el calor para enfriar el conjunto y prolongar la vida del trépano o de la fresa. El fluido también debe servir para lubricar el metal al entrar en contacto con otro metal del pozo.

Proveer energía hidráulica

Algunas de las actividades especiales o de rutina realizadas durante las operaciones de reparación requieren de la aplicación de presión en la boca del pozo y su consiguiente transmisión a través del fluido pozo abajo. Otras situaciones requieren un buen fluido con adecuada velocidad de circulación.

Brindar un medio adecuado para operar las herramientas de cable, perfilaje y punzado.

Gran parte de las operaciones de reparación se realizan con cables o alambre. En este caso, el fluido adquiere una importancia fundamental para lograr una operación sin inconvenientes del equipo de cable de perfilaje o alambre, que incluye: cañones, perfiles eléctricos, magnéticos o sónicos de pozo entubado, tapones y packers, como también para operar con niples de alojamiento o apertura de camisas de circulación.

Permitir que el equipamiento del pozo pueda bajarse en tiempo razonable y forma segura

Si el fluido no se encuentra en perfectas condiciones, se pueden generar problemas de compresión y pistoneo, como así también daños a la formación. Además en el caso de un fluido demasiado espeso puede haber problemas de circulación o demoras excesivas en las maniobras.

En general el fluido debe estar en condiciones mínimas requeridas para garantizar operaciones seguras y en tiempo razonable.

No producir daño a formaciones en producción

Resulta fundamental que el fluido utilizado no provoque daño permanente a la zona



productiva cuando libera limos o sólidos finos, gomas o resinas. El agua dulce puede producir una emulsión bloqueante del flujo en algunas formaciones gasíferas-petrolíferas. El alto filtrado de agua puede dañar formaciones sensibles, provocando así una disminución de la productividad. Así mismo, estos fluidos no deberían alterar la humectabilidad del reservorio de arena o roca.

No dañar el equipamiento del pozo

Los fluidos que se dejan en el pozo, tales como los de empaque, merecen un tratamiento químico especial, que los tornen ser no-corrosivos y no deben producir decantamientos. La vida estimada de un pozo, en general, califica los tipos de fluido y aditivos que se van a mezclar y dejar en el pozo. Durante las tareas de reparación, el fluido puede alterarse o diluirse. Al volverse corrosivo puede poner en peligro la vida esperada para la aislación y el equipamiento.

No dañar el equipamiento de superficie

Del mismo modo que en el punto anterior, los fluidos corrosivos pueden provocar fallas de aislación en muchos de los equipos de superficie. Por otra parte, en el corto plazo, los fluidos cargados con arena pueden resultar muy abrasivos, erosionar y perforar válvulas, elementos de pistoneo y otro tipo de equipamiento, si ésta no se elimina por filtrado en superficie.

No afectar al personal ni al medio ambiente

A menudo, los fluidos que se utilizan en las reparaciones pueden resultar muy peligrosos para el personal actuante. Ácidos, cáusticos, bromuros, algunos cloruros y otros productos químicos, pueden causar serias quemaduras. Además, estos fluidos también pueden ser tóxicos y provocar además problemas respiratorios y visuales. La precaución y la vestimenta de seguridad adecuadas son imprescindibles en el momento de manipular y mezclar estos productos químicos.

El medio ambiente es uno de los recursos más preciados. Tanto los fluidos utilizados en el pozo como los que éste produce pueden dañarlo. Es necesario cumplir con la normativa vigente relacionada con los derrames, la forma de darlos a conocer, el transporte seguro y la eliminación adecuada de los fluidos del equipo y/o pozo.

TEMPERATURA

Las propiedades reológicas del fluido de reparación y la eficacia de los distintos aditivos, se ven afectadas por la temperatura. Las temperaturas de fondo de pozo son un tema de gran preocupación y no se deben escatimar esfuerzos para determinarlas. La densidad efectiva de muchos fluidos disminuye con la temperatura, característica que debe tomarse en cuenta para su diseño. Asimismo, se deben conocer las temperaturas de salida del flujo del pozo y en los tanques para tener información suficiente que permita prevenir un problema potencial.

TIPOS COMUNES DE FLUIDO

Petróleo

El petróleo es abundante en gran parte de las áreas productoras y por ende su uso resulta económico. En general, es no-corrosivo y no provoca hinchamiento de las arcillas en la zona productora. Su baja densidad (~ 7 ppg (839 g/l)) resulta excelente para utilizar en el caso de pozos de petróleo de baja presión. Características a tener en cuenta en el caso de utilizar petróleo:

Puede contener ceras, partículas finas de arena, sólidos o asfaltos.



Puede ser corrosivo si están presentes H2S o CO2.

Puede ser demasiado liviano para contener la presión del pozo en algunas áreas y demasiado pesado en otras.

Es inflamable y resbaladizo, precaución si se saca una tubería tapada llena

Al derramarse, contamina y genera procedimientos de remediación.

Puede no ser compatible con el petróleo del reservorio si proviene de otro yacimiento.

Nunca debe utilizarse en un pozo de gas.

En algunos casos se utiliza gasoil (Diesel Oil) ó kerosén. Ambos son costosos y pueden resultar peligrosos. No obstante, son muy limpios y no-corrosivos. Debe haber siempre equipos adecuados para extinguir fuego, en lugares de fácil acceso, y las dotaciones del equipo deberán estar bien entrenadas en su empleo.

Fluidos de base petróleo (Emulsiones de petróleo en agua y de agua en petróleo).

En la emulsión de petróleo en agua, el petróleo constituye la fase dispersa y aparece en forma de pequeñas gotitas. Es la más común de las emulsiones. La fase base puede consistir en un fluido de agua dulce o salada. La estabilidad depende de la presencia de uno o más agentes emulsificantes (almidón, jabón y coloides orgánicos). Se considera satisfactorio el gasoil para usar en la fase dispersa. La ventaja del gasoil en la reparación de un pozo es que resulta menos dañino para la formación en producción.

La inversa de una emulsión de petróleo en agua es una emulsión de agua en petróleo.

En el caso de una emulsión de agua en petróleo, el agua constituye la fase dispersa y el petróleo es la fase base. Los filtrados (niveles de pérdida de fluido) son bajos y, por lo general, es petróleo. Esta mezcla es muy inestable arriba de los 200° F (93° C). Si estas combinaciones resultaran cargadas de sólidos, podrían provocar taponamientos en la formación.

Gas

En aquellos reservorios con baja presión de formación se puede utilizar gas. Durante las operaciones con gas, el pozo queda controlado sólo por la contrapresión de superficie. Se puede usar gas natural, que se obtiene fácilmente y resulta económico en algunos campos, pero es extremadamente inflamable. En cambio el gas nitrógeno es inerte y posee una serie de cualidades muy importantes. Químicamente, no provocara daño alguno a la formación, a los materiales metálicos o sellos de goma.

Muchas veces resulta muy difícil quitar los desechos del pozo con ayuda de gas. Para obviar esto, se usa espuma mezclada por la empresa de servicios que suministra nitrógeno. Esta posee óptimas características, tanto para limpiar el pozo en todo aspecto, como para el transporte de los desechos.

Agua

Los fluidos de base acuosa son: A) Agua dulce, B) Salmueras (Brine) y C) Lodos.

El uso de agua dulce para actividades correctivas ha ido perdiendo relevancia en muchas áreas, dado que el agua dulce puede hidratar arcillas y dañar formaciones en forma severa. En cambio, el agua con baja salinidad es abundante y económica. Normalmente necesita poco tratamiento. Sin embargo, hay que tener cuidado con el elevado nivel de sólidos asociado con ellas. Siempre se deberá considerar la posibilidad de un filtrado.

Las salmueras son fluidos salinos que se utilizan comúnmente. La salmuera se obtiene y mezcla con facilidad. El costo suele ser bajo. No existe peligro de explosión o incendio; pero la salmuera puede constituir un peligro para el medio ambiente según las zonas.



Los lodos están formados por agua, arcillas y productos químicos, que se mezclan para obtener varias propiedades. Los lodos tienen altos contenidos de sólidos y pueden dañar determinadas formaciones debido a la pérdida de agua y al bloqueo de los espacios porales.

Agregar sal a las soluciones aumenta la densidad y genera presión hidrostática mayor. Esto no debería aumentar al contenido de sólidos de la solución, ya que la sal extra teóricamente se "disuelve" en la solución. El aumento de las concentraciones salinas inhibe la hidratación de la arcilla. No obstante, en algunas zonas, las aguas salinas tenderán a aumentar el volumen de las arcillas. En tal caso, se puede utilizar calcio o potasio para prevenir el problema. Se puede usar agua salina de purga con la condición de asegurarse que durante el proceso de separación no se hayan agregado desemulsionantes. En caso que hubiera sólidos, prever el filtrado del agua.

Densidad de salmueras

Veremos ahora un tema importante como es la densidad de las salmueras. Dentro de la categoría de baja densidad podemos citar salmueras simples como el cloruro de sodio (NaCl), cloruro de potasio (KCl), cloruro de calcio (CaCl2) y bromuro de calcio (CaBr2). La sal de uso más común es el cloruro de sodio. Se puede aumentar la densidad de una "salmuera" simplemente agregando sal hasta alcanzar el punto de saturación a una temperatura dada.

Se denominan salmueras multi-salinas las compuestas por dos o más sales y se pueden utilizar cuando se requieren mayores densidades. La relación de una sal con las otra(s) se debe controlar cuidadosamente.

A continuación, se mencionan las distintas densidades de algunos fluidos:

TIPO DE FLUIDO

Densidad mínima

aproximada. (libras/gal)(g/l)

Densidad máxima aproximada

(libras/gal) (g/l)

Densidad máxima práctica

(libras/gal) (g/l)

Petróleo 6,0 719 *8,5 1018 8,0 958

Gasoil 7,0 839 7.0 839

Agua dulce 8,3 998

Agua de mar 8,4 1006 8,6 1030 8,5 1018

Salmuera-Cloruro de Sodio (NaCl) 8,3 995 10,0 1198 9,8 1174

Salmuera-Cloruro de Potasio (KC1) 8,3 995 9,8 1174 9,7 1162

Salmuera- Cloruro de Calcio (CaCl2) 11,0 1318 11,7 1401 11,5 1378

Salmuera-Bromuro de Calcio (CaBr2) 11,5 1378 15,1 1809 15,0 1197

Salmuera-Bromuro de Zinc (ZnBr2) 14,0 1677 19,2 2301 18,1 2158

* Algunos petróleos se hunden en el agua.

Algunos compuestos (ácidos) pueden representar un serio problema de corrosión a densidades altas ya que pueden afectar el equipamiento del pozo en corto tiempo. Hay que tratar de emplearlos solamente el tiempo necesario, desplazándolos totalmente del pozo cuando sea posible.

Los proveedores de salmueras y aditivos pueden suministrar tablas y gráficos sobre estos



fluidos. Muchos de estos cuadros y gráficos también están reproducidos en manuales de de empresas de servicios dedicadas al petróleo.

CRISTALIZACIÓN

La generación de cristales que realizan algunas industrias, puede constituir una ventaja para la vida moderna. Sin embargo, la formación de cristales en un fluido de reparación puede tornarse un verdadero peligro. Al mezclar un fluido, se manejan muchas combinaciones de sal y mineral para obtener la densidad deseada en la forma más económica y segura. Esta mezcla contiene todo el material que el agua pueda contener en forma disuelta a una temperatura determinada. Este punto se conoce como punto de saturación. Lógicamente, alcanzada la saturación, no se obtiene ningún peso adicional al agregar más material.

Si se agrega material y si la temperatura se mantiene constante puede ocurrir que:

1) el material decante al fondo del tanque o

2) que se produzca una cristalización.

La cristalización presenta el aspecto de hielo en formación y, en general, la gente de campo la conoce como "congelamiento". Si se redujera la temperatura del fluido en los tanques debido a un cambio en las condiciones climáticas u otras, la cristalización inevitablemente tendrá lugar, reduciendo no sólo la densidad del fluido, sino también su bombeabilidad.

FLUIDOS DE BASE ACUOSA O CONVENCIONALES (LODOS)

Este es, sin lugar a dudas, el método más antiguo para conseguir un fluido de reparación. Se encuentran cargados de sólidos y, en muchos casos, pueden producir un daño importante a la formación.

Son de bajo costo, confiables y operativamente manejables. Estos fluidos hacen que procedimientos tales como el control de la alta presión o de pozos con alta permeabilidad de gas resulten más simples. En ocasiones, es necesario utilizarlos en zonas donde se producen pérdidas importantes con un fluido limpio, sin sólidos, pero que es muy costoso. En el caso de una terminación doble, una zona puede tomar fluido a una presión menor de lo necesario para poder mantener controlada la otra formación. La economía resulta un factor determinante en la selección de fluidos. Estos lodos son poco eficaces como fluidos de empaque.

FLUIDO DE EMPAQUE

El último paso antes de volver a poner en producción el pozo consiste en ocupar el espacio anular entre el casing y el tubing con un fluido que permanecerá en el área hasta que el pozo vuelva a repararse o se lo abandone. Las funciones principales de este fluido de empaque son: controlar la presión de la formación, e impedir el aplastamiento del casing y el reventón de la columna de producción. Además debe brindar las siguientes características:

Ser no-corrosivo

Ser estable en cuanto a tiempo y temperatura

Impedir que los sólidos decanten sobre el empaquetador (packer).

Tener un costo razonable

Debe ser y mantenerse bombeable

No debe dañar los sellos de los empaquetadores.

En los pozos más antiguos, el lodo perforador se dejaba como fluido de empaque. Lógicamente esto trajo aparejado costosos trabajos de pesca para la rehabilitación del pozo, debido a la separación, con el tiempo, de la fase sólida de la líquida.



La inevitable precipitación de sólidos sobre el empacador produce la formación de una especie de cemento. Cuando los lodos a base de cal se utilizan como fluidos de empaque, al exponerse a temperatura se produce una reacción con las arcillas del lodo y pueden fijarse del mismo modo que el cemento. Estos problemas dieron lugar a la creación de los muy buenos fluidos de empaque actualmente disponibles.

COLCHONES Y TAPONES

Los colchones o tapones se usan para resolver o controlar diversos problemas del pozo, en algunos casos como si fuesen tapones mecánicos temporarios. Los usos de los colchones y tapones son los siguientes:

Sellado de pérdidas del casing.

Corrección del perfil de inyección en pozos de inyección de agua o pozos de disposición de desechos.

Eliminación de pérdida de circulación en arenas altamente permeables.

Escalonamiento del ácido durante la limpieza o estimulación del pozo.

Eliminación de los flujos de agua salada.

Colocación de tapones dentro del tubing o las barras de sondeo de 1000 pies (304,8 m) o más de longitud, que puedan removerse con facilidad y manipularse con tubings concéntricos (macaroni) o tubería flexible (coil tubing).

Estabilizar zonas de grava no consolidadas.

Sellado de fracturas

Ahogar surgencias subterráneas.

Encontramos varias clases de colchones bombeables para cumplir estas funciones, y son los siguientes:

Cemento puro

Fluido espeso de base petróleo

Cemento/Gasoil

Bentonita/Gasoil

Cemento/Bentonita

Sílice-arcilla

Polímeros

Plásticos

Ácidos

Materiales varios de pérdida de circulación, químicos para taponamiento y tratamiento.

Estos colchones a veces se densifican y por lo tanto su viscosidad resulta elevada. También suelen utilizarse retardadores o aceleradores, dependiendo de las temperaturas y del tiempo de bombeo. El uso de viscosificantes es bastante común.

A veces se necesita un tapón de efecto retardado y, si fuese necesario, puede también agregarse un ruptor de viscosidad para lograr un tapón de duración predecible, generalmente de uno a diez días. (Este proceso se cumple, con facilidad, en tapones de polímero con el agregado de una enzima que, con el transcurso del tiempo, reduce las grandes moléculas de polisacáridos (azúcar) a polímeros de bajo peso molecular y azúcar simple.) Siempre que un tapón de polímero entre en contacto con una zona productora



deberá contener algún ruptor de viscosidad para no afectar la producción más allá del tiempo necesario.

Veamos un caso típico de un pozo productor de dos horizontes, donde una zona requiere cierta densidad para ahogarla y esa misma densidad produciría pérdida de circulación en la otra zona. Se soluciona posicionando un pequeño tapón frente a la zona débil y agregando un ruptor de viscosidad para disolver el tapón transcurrido cierto tiempo. Para operaciones comunes, como orientación, los tapones de 5 barriles (0,795m3), en general, resultan suficientes.

Suelen utilizarse los polímeros para obtener un tapón de tipo elastomérico en la columna de sondeo o tubing. Esto puede realizarse utilizando un polímero de fragüe rápido. El tubing o la barra de sondeo pueden llenarse desde la superficie con un polímero de goma resistente, que se densifica tanto como se desee. Una cañería concéntrica o "macaroni" puede bajarse a través de este tapón elástico y sacarse y rotar o reciprocar todo lo deseable. Una vez que se retire la columna, el agujero resultante se cierra solo.

Se deben extremar las precauciones para evitar usar tapones que, al disolverse, separen agua o precipitados insolubles en ácido que podrían invadir la formación en producción. Resulta imprescindible realizar pruebas piloto si se hace uso de los ruptores.

SEGURIDAD GENERAL PARA LOS FLUIDOS

Durante la mezcla de cualquier sistema de fluido, el personal deberá estar informado acerca de los peligros que implican el manejo de las soluciones químicas. Tener en cuenta que algunas de estas substancias químicas pueden provocar quemaduras graves, pueden causar problemas visuales y respiratorios, y por lo tanto ser tóxicos para el hombre y el medio ambiente. Ropa de protección, antiparras, guantes vinílicos o de goma, delantales, botas, etc. deberán utilizarse al manipular y mezclar substancias químicas. En el momento de mezclar estas substancias con agua u otros fluidos, agregar estas al agua o fluido que se emplee para reducir la posibilidad de una reacción violenta. No al revés. Tener siempre algún elemento para enjuagar los ojos o la piel, cerca del área de mezclado. Si estas substancias entran en contacto con los ojos o la piel, inmediatamente lavar con abundante agua e informar al supervisor.

Los materiales deberán apilarse hasta una altura razonable para reducir el peligro de caídas ó derrumbes.

RESUMEN

Los fluidos cumplen un papel importante en cualquier trabajo. Tanto durante las tareas de reparación, terminación o perforación, etc., la condición del fluido puede aumentar el rendimiento total del equipo, y la posible productividad del pozo. El fluido deberá controlarse muy de cerca para garantizar que cumple todas las especificaciones previstas. Por otra parte, el control del fluido en el pozo o los tanques permite apreciar indicios de problemas en el pozo. Como el tiempo es dinero, en ningún otro momento esto es más evidente que cuando se miran las facturas de actividades que salieron mal. Por lo general, el número excesivo de horas de uso del equipo se debe a la aplicación ineficaz del fluido, cuando tanto los costos del equipo como de otros servicios se ven afectados.

Recordar que cambios en las lecturas de los instrumentos medidores de la consola de perforación pueden reflejar cambios en el lodo o problemas de pozo. El fluido es como la sangre en el cuerpo humano, circula por todo el sistema y, si hay algún problema, simples ensayos pueden ayudar a resolverlo. Los ensayos de fluido deben realizarse en forma regular, tanto por parte del ingeniero en lodo como por la dotación; quienes deberán informar cualquier cambio.

No se debe escatimar poner énfasis en el tema de seguridad, ya que algunos fluidos presentan características realmente peligrosas.


2 - PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN 2-1

Capítulo 2 - PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

ÍNDICE

TEMA PÁG.

¿Qué es presión?............................................................................................. 2-3

Presión que ejerce un fluido............................................................................. 2-3

¿Qué es el factor 0,052 (0,1)? ......................................................................... 2-3

Gradiente de presión........................................................................................ 2-4

Profundidades, PV y PM.................................................................................. 2-4

Presión hidrostática.......................................................................................... 2-5

Concepto de Tubo en "U”................................................................................. 2-6

Porosidad y permeabilidad............................................................................... 2-7

Presión de la formación.................................................................................... 2-7

Presión de fractura........................................................................................... 2-9

Pruebas de integridad de la formación............................................................. 2-9

Prueba de admisión ó pérdida.......................................................................... 2-10

Prueba de presión de integridad....................................................................... 2-11

Relación entre la densidad de fluido estimada y la presión............................. 2-11

Densidad equivalente de lodo.......................................................................... 2-12

Pérdidas de presión y presiones de circulación............................................... 2-13

Presión de compresión y de pistoneo (swab).................................................. 2-15

Márgenes de carrera y de seguridad................................................................ 2-15

Presión de fondo de pozo................................................................................ 2-15

Presión diferencial............................................................................................ 2-16

Resumen.......................................................................................................... 2-16



PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

¿QUE ES PRESIÓN?

Se define como Presión a la fuerza que se ejerce sobre una unidad de superficie. Los tipos de presión que verificamos diariamente en la industria petrolera son: Presión de Fluidos, Presión de Formación, Presión por Fricción, Presión Mecánica, y... Presión Humana. Esta es una expresión antigua pero de total actualidad.

Las interrelaciones de la presión y su origen son factores fundamentales para entender el cómo y el porqué del control de pozos. Todo el personal asignado al equipo, tanto supervisores como personal de cuadrilla, deben saber que cuando se exceden ciertos límites de presión, las consecuencias pueden ser desastrosas.

PRESIÓN QUE EJERCE UN FLUIDO

La materia se presenta normalmente bajo tres estados: sólido, líquido y gaseoso. Los líquidos, como el agua y el petróleo, se asocian inmediatamente con la condición de "fluido". Pero el gas también es un fluido y, bajo ciertas circunstancias, la sal, el acero y aún la roca pueden transformarse en un fluido. Bajo condiciones de temperaturas extremas y/o presiones casi cualquier cosa puede volverse líquida. En nuestro caso, los fluidos que consideraremos serán los asociados normalmente con la industria petrolera. Estos son el petróleo, el gas, y líquidos tales como agua, agua salada, lodos, fluidos de terminación y empaque, etc.

Sabemos que los fluidos ejercen presión. Esta presión es consecuencia de la densidad del fluido. Por lo común, la densidad se mide en libras por galón (ppg), o gramos por litro, (g/l). Un fluido denso ejerce más presión porque es mayor su peso por unidad de volumen que la de un fluido menos denso.

La presión que ejerce un fluido en un punto dado suele medirse en libras por pulgada cuadrada o psi (bar). En la República Argentina, por razones de practicidad, se mide en Kg/cm2. Para calcular cuánta presión ejerce una columna de fluido de determinada densidad, se utiliza un Gradiente de Presión. Este se expresa como la presión que ejerce el fluido por pie de altura, y se mide en psi/pie (libras por pulgada cuadrada por pie)

En nuestro país se toma como referencia una columna de agua dulce de 10 m de altura que ejerce una presión de 1 kg/cm2.

¿QUE ES EL FACTOR 0,052? (0,1)

El factor 0,052 (0,1) es un multiplicador de conversión que convierte la densidad de un fluido en un gradiente de presión. El gradiente de presión es la presión por unidad de profundidad. Para nuestro texto utilizaremos libras por galón (pounds per gallon - ppg) (gramo por litro - g/l) para medir la densidad, y pies (1 m) para medir la profundidad.

A la cifra 0,052 se llega utilizando un cubo de 1 pie por lado (1 pie cuadrado x 1 pie de alto). Si se llena el cubo con fluido, serán necesarios 7,48 galones para llenarlo. Si la densidad del fluido es de 1 ppg, el peso total del cubo será de 7,48 libras, o más precisamente 7,48 libras por pie cúbico.

1 ppg x7,48 Gal/Ft3_ = 0,052 psi/ft

144 inc2/Ft2



Figura 1 - Factor 0,052

Para pasar de libras por pie cúbico a libras por pulgada cuadrada (psi en inglés), necesitamos saber cuántas pulgadas cuadradas hay en 1 pie cuadrado. En 1 pie cuadrado hay 144 pulgadas cuadradas. El peso de 1 pulgada2 de 1 pie de longitud se puede calcular dividiendo el peso total del cubo por 144. Así, 7,48 libras por pie cúbico divididas por 144 pulgadas cuadradas por pie2 da como resultado un factor de conversión de 0,052 psi/pie, esto es para una densidad de fluido de 1 ppg.

GRADIENTE DE PRESIÓN

Ahora bien, en el caso que el fluido pese más de 1 ppg (120 g/l), lo único que hay que hacer para determinar el gradiente de presión es multiplicar la densidad del fluido por 0,052 psi/pie (0,1). Por lo tanto, si la densidad del fluido es de 9 ppg., pesará 9 veces más que el factor de conversión para un fluido de 1 ppg.

Gradiente de presión (psi/pie) = Densidad de Fluido (ppg) x Factor de conversión

= 9 ppg x 0,052 = 0,468 psi/pie

Gradiente de presión (kg/cm2/m) = Densidad de Fluido (kg/l) x Factor de conversión

= 1,078 kg/l x 0,1 = 0,1078 Kg/cm2/m

Ejemplo

Calcular el gradiente de presión de un fluido de una densidad de 12,3 ppg (1476 g/l)

Gradiente de Presión (psi/pie)= Densidad del Fluido (ppg) X Factor de Conversión

Gradiente de Presión (psi/pie)= 12,3 X 0,052 = 0,639 psi/pie

Gradiente de Presión (kg/cm2/m)= Densidad de Fluido (kg/l)X Factor de Conversión

Gradiente de Presión = 1,476X 0,1=0,1476 kg/cm2/m

Problemas

Calcular el gradiente de presión de un fluido cuya densidad es de 9,9 ppg (1190 g/l)

Calcular el gradiente de presión del agua dulce

PROFUNDIDADES, PVV y PM

Habiendo aprendido a calcular la presión que se ejerce por unidad de longitud, se pueden hacer los cálculos para obtener la presión total que se aplica a una profundidad determinada. Entonces es necesario multiplicar el gradiente de presión por el número de pies ó metros hasta esa profundidad, y así poder comprender la diferencia entre la profundidad de medición (PM)

a

a

a

a = 1 pie = 12 pulgadas



y la profundidad vertical verdadera (PVV).

Veamos la figura 2, donde puede observarse que la profundidad en línea recta hacia abajo (en la forma que atrae la gravedad) para ambos pozos es de 10.000 pies. (3048 m). En el pozo "A" coincide la profundidad de medición de 10.000 ft (3048 m) con la profundidad vertical verdadera de 10.000 ft (3048m). Para calcular la presión en el fondo del pozo no habrá dudas y se utilizará la profundidad de 10.000 ft (3048 m), dado que la fuerza de gravedad tiene dirección vertical. El pozo "B" tiene una profundidad medida de 11.650 pies (3551m) y una profundidad vertical verdadera de 10.000 pies (3048 m). La gravedad aquí también empuja en línea recta hacia abajo, no a lo largo de la trayectoria del pozo. En consecuencia se tiene una profundidad vertical real desde la superficie hasta el fondo del pozo de 10000 pies. Por lo tanto, para calcular la presión de fondo del pozo "B", es necesario utilizar la profundidad vertical verdadera de 10.000 pies y no la profundidad medida.

PRESIÓN HIDROSTÁTICA

Presión Hidrostática se define como la presión total ejercida por el fluido en un punto dado del pozo. "Hidro" proviene de agua o fluido, y por "estática" se entiende que no está en movimiento. Por lo tanto, la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria.

Para calcular la presión hidrostática de un fluido en un punto determinado, tenemos:

Presión Hidrostática (psi) = Gradiente de presión (psi/pie) X Prof. (pies), PVV

Presión Hidrostática (kg/cm2) = Gradiente de presión (kg/cm2/m) X Prof.(m), PVV

Presión Hidrostática (psi) = Dens. de Fluido(ppg)X Factor de conversión (0,052) X PVV(pie)

Presión Hidrostática(kg/cm2) = Densidad del Fluido(kg/l)XFactor de Conversión(0,1)XPVV(m)

Ejemplo

¿Cuál será la presión de fondo en un pozo cuya densidad de fluido es de 10 ppg (1198 g/l), la PM es de 7000 pies (2134 m), y la PVV es de 6130 pies (1869 m)?

Prof. medida = Prof. real ¿ Prof. medida = Prof. Real ?

Pozo B

Figura 2 - PM y PVV

Pozo A



Las fórmulas para calcular la presión hidrostática, con sus respectivos factores de conversión, son:

Presión Hidrostática (psi) = Prof. (pies), PVV X Densidad de Fluido(ppg) X Factor de Conversión

Presión Hidrostática (psi) = 6130 X 10 X 0,052 Presión Hidrostática (psi) = 3187 psi

Presión Hidrostática (kg/cm2)=Prof.(m)PVV X Densidad de Fluido(kg/l) X Factor de Conversión

Presión Hidrostática (kg/cm2)= 1869 X 1,198 X 0,1 Presión Hidrostática (kg/cm2) = 223,90 kg/cm2

223,90 kg/cm2 x 14,223 psi/kg/cm2 = 3187 psi

Problemas

Calcular la presión hidrostática de un pozo cuya densidad de fluido es de 11.5 ppg (1387 g/l), la PM es de 5570 pies (1698 m) y la PVV es de 5420 pies (1652 m).

Presión Hidrostática(psi)=Prof.(pies), PVV (TVD en inglés) X Densidad de Fluido(ppg) X Factor de conversión

Presión Hidrostática(kg/cm2)=Prof.(m)PW (TVD en inglés)XDensidad de Fluido(kg/l)XFactor Conversión

Calcular la presión hidrostática de un pozo a los 4300 pies (1310 m). La densidad del fluido es de 16,7 ppg (2001 g/l), la PM es de 14.980 pies (4566 m) y la PVV es de 13.700 pies (4176 m).

Presión Hidrostática (psi)=Prof.(pies), PVV X Densidad de Fluido(ppg) X Factor de conversión

Presión Hidrostática (kg/cm2)=Prof.(m)PW XDensidad de Fluido(kg/l)XFactor Conversión

Los principios fundamentales de la presión en un pozo están contenidos en las ecuaciones precedentes. Recordar que para evitar que un pozo fluya, la presión en el fondo del mismo debe ser por lo menos igual a la presión de la formación.

CONCEPTO DE TUBO EN "U"

En condiciones normales en un pozo, se tiene fluido tanto dentro del tubing como del casing. La presión atmosférica puede omitirse, ya que es la misma para ambas columnas.

En realidad, existe un tubo en "U", tal como se muestra en la Figura 3, con el espacio anular del casing en un lateral y la columna de tubing, en el otro. En caso que hubiera 10 ppg (1198 g/l) de fluido en la columna de tubing y 10,2 ppg (1222 g/l) de fluido en el casing, la presión diferencial se puede calcular a través de una resta.

PHs= 10X10.000X 0,052 = 5200 psi

PHc= 10,2X10.000X 0,052 = 5304 psi

PHs= 1,198 X 3048 X 0,1 = 365,15 kg/cm2

PHC= 1,222 X 3048 X 0,1 = 372,46 Kg/cm2

La diferencia de presión tratando de empujar el fluido desde el casing hacia la columna de tubing es 5304 psi - 5200 psi = 104 psi ó sea 372 kg/cm2 - 365 kg/cm2 = 7 kg/cm2. El fluido del pozo intentará circular hacia el tubing, lo cual provocará que el fluido de éste salga por la superficie, mientras el nivel disminuye en el casing hasta que las dos presiones queden equilibradas.

La longitud de bajada del nivel de fluido en el casing se calcula a través de la fórmula de presión hidrostática, utilizando 104 psi (7,3 kg/cm2). Por lo tanto:

Pies = 104 psi/0,052/10,2 ppg = 196 pies



m= 7,3 kg/cm2/ 0,1/1,222 gr/l= 59,8 m.

196 pies x 0,3084 m/pie = 59,8 m

Si se verifican diferencias en las presiones hidrostáticas, el fluido va a intentar alcanzar un punto de "equilibrio". Este fenómeno se denomina efecto de tubo en "U" y explica por qué suele salir lodo desde el interior de la barra al realizar las conexiones.

Figura 3 - Pozo como tubo en U

POROSIDAD Y PERMEABILIDAD

Los conceptos de porosidad y permeabilidad son elementos importantes para entender la forma en que trabajan algunas presiones. La porosidad es una medida de las aberturas internas de una roca, en las que el petróleo, el gas o el agua pueden alojarse.

Si observamos en un microscopio una porción de roca, aparentemente maciza, podrá observarse que su solidez no es más que aparente, ya que posee pequeñísimas aberturas, que se denominan poros. Decimos entonces que esta roca tiene porosidad. Si esos poros de la roca están conectados entre sí estamos en presencia de la permeabilidad, de manera tal que los hidrocarburos pueden trasladarse de un poro a otro. Pero tengamos en cuenta que una roca puede tener porosidad pero no permeabilidad, en cuyo caso el petróleo queda atrapado en el poro.

PRESIÓN DE FORMACIÓN

Presión de formación es la que existe dentro de los espacios porales de la roca que constituye esa formación. Esta presión es consecuencia de la carga litostática que

Sondeo

Casing

1198 gr/l 1220 gr/l



recibe la formación, la que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. En el caso que los fluidos porales tengan libertad de movimiento y pueden escaparse, los granos pierden parte de su soporte, y se aproximan entre ellos. Este proceso se denomina compactación. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión existente en los poros de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los mismos.

Las formaciones con presión normal ejercen una presión similar a la que ejerce una columna de "fluido nativo" desde la formación hasta la superficie. Por lo general, el gradiente de presión del fluido nativo del área oscila entre 0,433 psi/pie (0,1 kg/cm2/m) a 0,465 psi/pie (0,107 kg/cm2/m), pero puede variar dependiendo de la región geológica. Al gradiente de presión del agua dulce 0,433 psi/pies (0,1 kg/cm2/m) suele considerárselo "normal", pero cabe recordar que la calidad de "normal" varía de región en región.

Cuando los granos que componen las rocas soportan la mayor parte del peso de la sobrecarga litostática estamos en presencia de una presión normal. Mientras aumenta la sobrecarga y los fluidos porales tienen libertad para trasladarse, el espacio del poro se reduce por la compactación.

Las formaciones con presiones anormales son las que ejercen presiones mayores a la hidrostática del fluido contenido en la misma. Estas presiones anormales se generan porque durante la fase de compactación, el movimiento del fluido de los poros se restringe o se detiene, forzando de esa manera a que la sobrecarga sea soportada tanto por el fluido de los poros como por los granos. El resultado es una "presurización" de los fluidos porales, excediendo por lo general los 0,465 psi/pie (1,07 kg/cm2/m). Para controlar estas formaciones se necesitan fluidos de mayores densidades, alcanzando a veces valores superiores a los 20 ppg (2396 g/l).

Suelen encontrarse otras causas para la existencia de presiones fuera de lo normal, tales como fallas, domos salinos, levantamientos y diferencias de elevación de las formaciones bajo tierra. En muchas regiones, cientos de pies (m) de capas rocosas preexistentes fueron desapareciendo por efecto de la erosión. Esta pérdida de profundidad puede dar como resultado que una presión que antes de la desaparición de las capas superiores, se consideraba normal, ahora, al encontrarse a una profundidad menor, deba ser reclasificada como presión anormal.

Puede observarse también un cambio de "presión normal" a "presión anormal" cuando por una falla geológica la formación con presión normal es movida hacia arriba o cuando se produce un movimiento tectónico ascendente, al tiempo que se impide la pérdida de cualquier fluido poral en el proceso. Cuando algo así sucede, y se perfora en la formación, puede resultar necesario el uso de densidades de lodo superiores a los 20 ppg (2400 g/l) para poder controlar el pozo. Este proceso de formaciones con desplazamientos ascendentes, que mantienen presión poral original, es la causa principal de la mayor parte de las zonas poco profundas con presiones anormales que existen en el mundo.

En toda área en la que existen fallas, se predice la existencia de capas salinas o se reconocen gradientes geotérmicos excesivos; las operaciones de perforación se encontrarán con presiones anormales. Las formaciones con presiones anormales pueden, por lo general, detectarse con anticipación, tomando en cuenta antecedentes de otros pozos, la geología de superficie, perfiles de pozo o a través de investigaciones geofísicas.

Las formaciones con presiones subnormales, por lo general, tienen gradientes de presión inferiores a los del agua dulce o menos de 0,433 psi/pies (0,1 kg/cm2/m).

Naturalmente, pueden desarrollarse presiones inferiores a lo normal por desaparición total de la sobrecarga, quedando la formación expuesta a la superficie. La reducción de los fluidos porales originales a través de evaporación, capilaridad y dilución produce gradientes hidrostáticos inferiores a los del agua dulce.

El hombre también genera presiones subnormales a través de la extracción de fluidos de



formación, por ello en yacimientos antiguos con muchos años de extracción, es común que se verifiquen pérdidas de lodo al perforar pozos nuevos.

PRESIÓN DE FRACTURA

Presión de fractura es la medida de la presión necesaria para deformar de modo permanente, esto es fallar o separar, la estructura rocosa de la formación. Superar la presión de la formación o entrar con un bajo caudal a la formación, no es suficiente para provocar una fractura si el fluido poral tiene libertad de movimiento. En cambio, si el fluido poral no puede desplazarse o acomodarse, puede fácilmente ocurrir una fractura o deformación permanente de la formación.

Las presiones de fractura se pueden expresar como un gradiente (psi/pies) [kg/cm2/m], un equivalente de densidad (ppg) [g/] o por la presión de superficie calculada (psi) [kg/cm2]. Generalmente los gradientes de fractura aumentan con la profundidad, debido principalmente al aumento de la sobrecarga litostática. Las formaciones profundas y muy compactadas suelen requerir presiones de fractura muy elevadas para superar la suma de la presión existente de formación y la resistencia estructural de la roca. Para una misma profundidad las presiones de fractura pueden variar en forma notable como resultado de las características geológicas del área.

PRUEBAS DE INTEGRIDAD DE FORMACIÓN

Los métodos que se utilizan para determinar la presión que puede soportar la formación en pozo abierto se denominan Prueba de Admisión ó Pérdida (PDA, LOT en inglés) y Prueba de Integridad de Formación (PIF, PIT en inglés). Cualquiera sea la denominación, se trata de métodos que permiten estimar la presión y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona debajo del casing, generalmente la zona débil.

Para efectuar las pruebas mencionadas se debe tener en cuenta que:

El fluido a bombear al pozo debe estar limpio y poseer una densidad adecuada conocida y homogénea.

Se utilizará una bomba alta presión y de bajo volumen, por lo común una bomba de cementación ó similar. Las bombas de lodo del equipo se pueden utilizar cuando tengan accionamiento eléctrico y puedan funcionar a muy bajas emboladas.

Para controlar el proceso sin causar daño al pozo, resulta conveniente confeccionar algún gráfico de presión versus tiempo o volumen para las pruebas de admisión, tal como se muestra a continuación:



PRUEBA DE ADMISIÓN ó PÉRDIDA

Existen diferentes maneras de realizar una prueba de admisión (PDA) (LOT)

TÉCNICA DE ADMISIÓN Nº 1

Aplicar presión al pozo en incrementos de 100 psi (7 kg/cm2) o bombear fluido al pozo en volúmenes aproximados a medio barril (0,08 m3). Después de cada incremento de presión, la bomba se detiene y la presión se mantiene durante aproximadamente 5 minutos. Si se mantiene la presión, se prueba el incremento siguiente. Si la presión no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba se considera terminada cuando no se logra mantener la presión después de algunos intentos o resulta imposible aumentarla.

TÉCNICA DE ADMISIÓN Nº 2

Comenzar a operar la bomba regulando sin presión y con el estrangulador abierto. Luego éste se cierra para aumentar la presión en incrementos de 100 psi (7 kg/cm2). En cada intervalo de presión, se controla el volumen del fluido en las piletas para verificar que la formación no admite fluido. Se completa la prueba cuando se alcanza una presión con la que la formación admite fluido en forma continua. En cada incremento de presión, se pierde algo de fluido. Utilizar un tanque de medición pequeño. La inevitable pérdida de presión de circulación por fricción que conlleva esta técnica, agrega un poco de presión "invisible" sobre la formación, por lo que el resultado será una presión de fractura ligeramente menor que lo obtenido con la técnica Nº 1.

PRUEBA DE INTEGRIDAD DE FORMACIÓN

La prueba de integridad de formación (PIF) (PIT en inglés) se debe realizar cuando no es posible producir una fractura o daño permanente a la formación. Esta prueba consiste en presurizar el pozo hasta un nivel de presión predeterminado con los márgenes de seguridad necesarios. Si esa presión se mantiene, la prueba se considera satisfactoria.

Las dos pruebas (PIT y PDA) tienen puntos a favor y en contra. En el caso de PIT, la formación no es fracturada, pero no se determina la presión máxima antes de que la formación comience a aceptar fluido. En el caso de PDA, se determina la presión de admisión de la formación, pero existe el riesgo de fractura de la misma. Ambas pruebas tienen sus aplicaciones y ventajas según las circunstancias.

TIEMPO

PRESION

Detener Operación

Aumento de Volumen

PRESION

EMBOLADAS

Detener Operación

Bombeo de caudal constante



RELACIÓN ENTRE LA DENSIDAD DE FLUIDO ESTIMADA Y LA PRESIÓN

La fuerza total aplicada contra la formación es la que provoca la admisión o el daño. Por lo general, se trata de la combinación de la presión hidrostática del fluido y de la presión de bombeo en una prueba de filtración. La fuerza adicional aplicada eleva la presión total contra la formación. Con los datos obtenidos de la prueba, se realizan cálculos para obtener una estimación de la densidad de fluido de integridad. Esta es la fuerza total representada como densidad del fluido, valor sobre el cual puede ocurrir la admisión o el daño a la formación. Para obtener la densidad de fluido de integridad estimada, realizar los siguientes cálculos:

Estimación Densidad Fluido de lntegr. (ppg):

DEFI = Presión ensayo (psi) /0,052/ Prof. del ensayo (pies) PW + Dens. Fluido de ensayo (ppg)

Estimación Densidad Fluido de Integr. (kg/l):

DEFI = Presión ensayo (kg/cm2)/ 0,1/ Prof. de ensayo (m) PW+ Dens. Fluido de ensayo (kg/l)

Es muy raro utilizar la densidad de fluido de ensayo en todo el pozo. Normalmente se trabaja con aumentos o reducciones de esa densidad. Al haber una variación en la densidad, se debe efectuar una estimación de la presión de superficie que podría ocasionar daños a la formación, considerando que sea homogénea la densidad de la columna de fluido aplicada. Para calcular la presión estimada de integridad en superficie con otra densidad de fluido tenemos:

PEIS = (Dens. Est. Fluido de Int. (ppg) - Dens Actual Fluido (ppg) ) X Prof. del ensayo(pies) X ,052

Ejemplo

Resolver las siguientes ecuaciones para estimación de densidad de fluido para integridad de formación, y estimación de presión de integridad que podría provocar daños con una densidad de fluido diferente, utilizando la siguiente información:

PT (prof. total, TD en inglés) = 11.226 pies = 3421m

Zapato del Casing = 5.000 pies PVV = 1524 m PVV

Presión en Ensayo de Pérdida (admisión) = 1.210 psi = 85 kg/cm2

Fluido de Ensayo de Pérdida (adm.) = 9,6 ppg = 1150 g/1

Dens. Actual del Fluido = 10,1 ppg = 1210 g/1

En primer lugar, calcular la densidad de fluido de integridad estimada, por encima de la cual se puede dañar la formación

DEFI (ppg) = Pres. Ensayo (psi)/0 ,052 / Prof. del Ensayo (pies) PVV + Dens. Fluido del Ensayo (ppg)

DEFI (ppg) = 1210 /0,052 / 5000 + 9,6

DEFI (ppg)= 4,6 + 9,6 = 14,2 ppg 14,2 ppg = 1700 gr/l

En este caso, dado que la densidad actual del lodo es mayor que la densidad del lodo de ensayo, se deben realizar los cálculos de la presión de integridad estimada actual.

PEIS (psi) = (Dens. Fluido Int. Est.(ppg) - Dens Actual Fluido(ppg)) X Prof. de Ensayo(pies) PVV X 0,052 Pres. PEIS (psi) = (14,2 -10,1) X 5000 X 0 ,052

Pres. Int. Est. (psi) = 1066 psi 1066 psi = 74,9 kg/cm2

Problema

¿Cuál será la densidad de fluido de integridad estimada y la presión de integridad estimada que puede causar daños a la formación en un pozo con las siguientes características?

PT (prof. total, TD en inglés) = 12.000 pies PM, 10.980 pies PVV



Zapato del Csg = 8700 pies (PVV)

Presión de Ensayo de Pérdida (adm.) = 1580 psi

Fluido de Ensayo de Pérdida (adm.) =11 ppg

Densidad Actual del Fluido = 11,6 ppg

En primer lugar debemos calcular la densidad de fluido de integridad estimada:

DEFI (ppg) = Pres. de Ensayo(psi)/0,052 / Prof. de Ensayo (pies) PVV + Dens. de Fluido de Ensayo (ppg)

DEFI (g/l) = (Pres. de Ensayo (Kg/cm2)/0,1/ Prof. de Ensayo (m) PVV)X1000+ Dens. Fluido Ensayo (gr/l)

A continuación calculamos la presión de integridad estimada actual:

PEIS (psi) = (Dens. Fluido Int.Est.(ppg) - Dens Actual Fluido(ppg)) X Prof. de Ensayo(pies) PVV X 0,052

PEIS (kg/cm2) = (Dens.Fluido Int. Est.(g/l) - Dens Actual Fluido(g/l)/1000 X Prof. de Ensayo (m) PVV X 0,1

DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO

La zona inmediatamente por debajo del zapato del casing no siempre es el punto más débil. Por tal razón, se debe efectuar una prueba en otra zona con una densidad de lodo equivalente predeterminada. Si se va hacer una prueba de la formación, o si se le va a aplicar una presión predeterminada o una densidad de lodo equivalente (DEL), se debe utilizar la siguiente fórmula para determinar la presión a aplicar.

Esto es, para encontrar el valor de la presión de ensayo que se requiere para probar una formación con una densidad de lodo equivalente predeterminada DEL, calcular:

Presión de Ensayo (psi) = (DEL (ppg) - Densidad del F. Actual (ppg)) X Prof. de Ensayo (pies) X 0,052 Presión de Ensayo (kg/cm2) = (DEL (g/l) - Densidad del F. Actual (g/l))/1000 X Prof. de Ensayo (m) X 0,1

Ejemplo

¿Cuánta presión de ensayo se deberá usar para probar una formación con una densidad de lodo equivalente (DEL) de 13,4 ppg, considerando que la densidad de lodo actual es 9,3 ppg y la profundidad medida 5900 pies con una profundidad vertical verdadera de 5790 pies?

Presión de Ensayo (psi) = (DEL (ppg) - Densidad de Fluido Actual (ppg)) X Prof. del Ensayo (pies) X 0,052

Presión del Ensayo (psi) = (13,4 - 9,3) X 5790 X 0,052

Presión del Ensayo (psi) = 4,1 X 5790 X 0,052

Presión del Ensayo (psi) = 1234 psi

Problema

¿Cuánta presión se deberá usar para probar una formación con una densidad de lodo equivalente de 14 ppg , considerando una densidad de lodo actual de 8,9 ppg y una profundidad de ensayo medida de 7600 pies con profundidad vertical verdadera de 7450 pies.

Presión de Ensayo (psi) = (DLE (ppg) – Dens. de Fluido Actual (ppg)) X Prof. del Ensayo (pies) X 0,052

Presión del Ensayo(kg/cm2) = (DLE (g/l) – Dens. de Fluido Actual (g/l))/1000 X Prof. del Ensayo (m) X 0,1

La densidad de lodo equivalente (DEL) es también la suma de todas las presiones (hidrostática, de estrangulador o contrapresión, presión aplicada, presión de surgencia, pérdidas de presión de circulación, etc.) a una zona ó profundidad determinada, y se expresa como una densidad de fluido.

Si se conocen estas presiones, o se las puede estimar, la DEL puede calcularse de la siguiente manera:



DEL (ppg) = Suma de Presiónes (psi) / Profundidad de Interés (pies) PVV/ 0,052 + Dens. Fluido Actual (ppg)

DEL (g/l) = Suma de Presiónes (kg/cm2) /Profundidad de Interés (m)PVV /0,1x1000 + Dens. F. Actual (g/l)

Ejemplo

¿Cuál es la DEL en una zona determinada cuando se cierra un pozo, con densidad de fluido 8,9 ppg, PCIC 390 psi, profundidad medida 3300 pies y profundidad vertical verdadera de 3050 pies?

DEL (ppg) = Presión (psi)/ Profundidad de Interés (pies)TVD/0,052 + Densidad de Fluido Actual (ppg) DEL (ppg) = 390/ 3050 / 0,052 + 8,9 DEL (ppg) = 2,46 + 8,9 DEL (ppg) = 11,3 ppg

DEL (g/l) = Presión (kg/cm2)/ Profundidad de Interés (m)/0,1x1000 + Densidad de Fluido Actual (g/l)

DEL (g/l) = (27 /930/ 0,1) x1000 + 1066 DEL (g/l) = 290 + 1066 DEL (g/l) = 1356g/l

11,3 ppg x 0,1198 gr/l/ppg = 1356 gr/l

Problema

¿Cuál es la DEL en una zona profundidad medida de 7300 pies, profundidad vertical verdadera 6900 pies, se usa un lodo de 14 ppg y las presiones de estrangulador y de fricción estimadas son de 730 psi (51 Kg/cm2) en total?

DEL (ppg) = Suma de Presiónes (psi) / Prof.de Interés (pies) PVV/ ,052 + Densidad de F. Actual (ppg) DEL (g/l) = (Suma de Presiónes (kg/cm2)/ Prof. de Interés (m) PVV/ 0,1) x 1000 + Densidad de F. Actual (g/l)

PÉRDIDAS DE PRESIÓN Y PRESIONES DE CIRCULACIÓN

Fricción es la fuerza de resistencia que se genera al mover un cuerpo sobre otro. Para superar la fricción y mover una cosa es necesario aplicar fuerza o presión. Se debe superar la fricción para poder levantar tubería, para mover fluido, y hasta para caminar. La cantidad de fricción presente que se debe superar depende de muchos factores, tales como: densidad o peso, tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto, área de superficie, propiedades térmicas y eléctricas de las superficies, y la dirección y velocidad de los objetos.

La cantidad adicional de fuerza que se utiliza para vencer la fricción se denomina pérdida por fricción, y se la puede medir de muchas formas. Algunas de ellas son el torque y el arrastre (drag) (amperios, pies-libras (kg x m), HP (CV), etc.), y la fuerza necesaria para mover fluido es una presión (psi [kg/cm2]). Se pueden perder miles de psi (centenares de kg/cm2) de presión (Figura 8) en los sistemas de circulación de los pozos mientras se bombea fluido por las líneas de superficie, hacia abajo por la columna, y hacia arriba por el espacio anular. La presión de bombeo es, en realidad, la cantidad de fricción a superar para mover fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la pérdida de presión ocurre en las boquillas del trépano y columna de sondeo. También hay pérdida de presión en otras partes del sistema de circulación, por ejemplo, cuando se utiliza el estrangulador para ejercer contrapresión en el casing durante operaciones de ahogo de pozos. Cuando el fluido vuelve por fin a las piletas, lo hace a presión atmosférica, o casi cero.

Cuando se circula el pozo se aumenta la presión de fondo de acuerdo a la pérdida por fricción que se supera en el espacio anular. Cuando las bombas se paran se reduce la presión del pozo porque no hay fricción a superar.

Dado que la fricción agrega presión al pozo, aumenta en forma esencial la densidad efectiva. Esto se conoce como Densidad Equivalente de Circulación (DEC), y el valor total es el equivalente a la presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presión de una formación permeable está casi equilibrada con la DEC, el pozo puede comenzar a fluir cuando se pare la bomba. A continuación, en la tabla 1 hay algunos ejemplos de las DEC con diferentes diámetros de pozo.



Fig. 8

Pérdidas de presión

por fricción de

circulación

BINGHAM PÉRDIDA DE PRESIÓN ANULAR Ib/gal

A P= _______________ Y ______________ (Ib/gal)

11.7 {Dh-Dp)

Nomenclatura AP = Pérdida de Presión Ibs/gal Y = Punto de Fluencia de fluido (Yield Point) Dh = Diámetro de Pozo o de CSG, Dp = Diámetro de sondeo, (pulgadas)



Punto de fluencia Ib/100 pies2

Pozo pulg.

BS pulg. 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

12 ¼ 5 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4

9 7/8 5 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0,2 0.2 0.3 0.4 0,4 0.4 0.5 0.5 0.5

8 3/4 4'/2 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0,4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0,6

7 7/8 4 1/2 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.6 0.7 0.7 0.8

6 3/4 4 1/2 0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.5 0.5 0.6 0.7 0,7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.1

6 ¼ 3'/2 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8 0.9

6 2 7/8 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.3 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8

Tabla 1 Fórmula de Bingham para Pérdida de Presión Anular

PRESIÓN DE COMPRESIÓN Y DE PISTONEO

La presión total que actúa en un pozo se ve afectada cada vez que se saca o se baja tubería al pozo. En la sacada se crea una "presión de pistoneo" (swab pressure), la cual reduce la presión en el fondo. Este pistoneo ocurre porque el fluido del pozo no puede bajar con la misma velocidad con que las barras están subiendo. Esto crea una "fuerza de succión" y reduce la presión por debajo de la columna. Se suele comparar a este efecto con el del émbolo de una jeringa, dado que puede "aspirar" fluido de la formación al interior del pozo.

Cuando se bajan las barras demasiado rápido, el fluido no tiene tiempo de "despejar el camino" e intenta comprimirse. Las presiones del fondo pueden llegar a alcanzar a veces el punto de pérdida o fractura de la formación.

Los valores de pistoneo y compresión están relacionados con las siguientes variables

Velocidad de movimiento de las barras

Espacio entre barras y pozo

Propiedades del fluido

Si bien a menudo resulta imposible evitar estas presiones, se las puede minimizar simplemente disminuyendo la velocidad de las carreras.

MÁRGENES DE CARRERA Y DE SEGURIDAD

A menos que haya un excedente de densidad de fluido que compense el efecto de pistoneo, puede entrar fluido de formación al pozo y provocar una surgencia. Este excedente se conoce como margen de carrera o de seguridad, dado que este margen es aproximadamente igual a la presión de circulación anular, se pueden utilizar las DEC para calcular el margen necesario.

Se puede utilizar un margen de densidad de fluido en forma prudente, ya que si es muy grande puede provocar una pérdida de circulación y, si es muy pequeño, no servirá para evitar una surgencia. Este margen depende del diámetro del pozo, de las condiciones de borde, de la velocidad de la sacada de tubería y de las propiedades Reológicas del fluido.

PRESIÓN DE FONDO DE POZO

Las paredes del pozo están sujetas a presión. La presión hidrostática de la columna de fluido constituye la mayor parte de la presión, pero la presión que se requiere para levantar el fluido por el espacio anular también incide en las paredes del pozo. Por lo



general, esta presión no es mucha, y rara vez excede los 200 psi (14 kg/cm2). La contrapresión, o presiones ejercidas desde el estrangulador, aumentan la presión de fondo de pozo. Por lo tanto, la presión de fondo de pozo se puede estimar sumando todas las presiones conocidas que inciden dentro o sobre el lado anular (del casing). Calcular la presión de fondo de pozo en las actividades que se detallan a continuación:

Pozo estático

Si no hay fluido en movimiento, el pozo está estático. La presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular.

Circulación normal

Durante la circulación, la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión en el espacio anular.

Circulación con bop rotativa

Cuando se circula con una BOP rotativa, la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión en el espacio anular, más la contrapresión de la BOP rotativa.

Circulación de una surgencia al exterior del pozo

La presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión en el espacio anular, más la presión del estrangulador (casing).

PRESIÓN DIFERENCIAL (Condiciones Estáticas)

La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática de fondo de pozo es la presión diferencial.

La misma se clasifica en Sobrebalanceada, Subbalanceada y Balanceada

Sobrebalanceada

Significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo es mayor que la presión de la formación.

Subbalanceada

Significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo es menor que la presión de la formación.

Balanceada

Significa que la presión hidrostática que se ejerce en el fondo de pozo es igual a la presión de la formación.

RESUMEN

Ahora sabemos que en el pozo trabajan dos presiones principales y contrapuestas; una es la presión hidrostática de la columna de fluido, y la otra es la presión de la formación. Si se permite que una supere a la otra, puede ocurrir una surgencia o por el contrario una pérdida de circulación.

Otro factor muy importante a tener en cuenta es la presión humana, la cual bien puede ser la más crítica de todas las presiones. Las personas que prevén y evitan las surgencias y reventones son las que tienen la capacidad para trabajar con rapidez y decisión en situaciones de apuro. Una dotación sin el entrenamiento adecuado puede ser incapaz de manejar sus responsabilidades cuando se presentan problemas en el equipo que ponen en peligro su seguridad.


3 - ORIGEN Y DETECCIÓN DE SURGENCIAS 3-1

Capítulo 3 - ORIGEN Y DETECCIÓN DE SURGENCIAS

ÍNDICE

TEMA PÁG.

¿Qué es una surgencia?................................................................................................ 3-3

Cómo se predicen las presiones de formación............................................................... 3-3

Planeamiento geológico................................................................................................. 3-4

Interpretaciones sísmicas............................................................................................... 3-4

Antecedentes históricos................................................................................................. 3-4

Por qué puede aumentar la presión de formación......................................................... 3-4

Fallas. ............................................................................................................................ 3-5

Anticlinales..................................................................................................................... 3-6

Domos salinos................................................................................................................ 3-6

Arcillas masivas............................................................................................................. 3-6

Zonas sobrepresionadas................................................................................................ 3-7

Zonas depletadas........................................................................................................... 3-7

Instrumentos de perfilaje para medir presión................................................................. 3-7

Causas de las surgencias............................................................................................ 3-8

Densidad insuficiente del fluido.......................................................................... 3-8

Llenado deficiente del pozo............................................................................... 3-8

Pistoneo/Compresión.......................................................................................... 3-11

Pérdida de circulación......................................................................................... 3-12

Obstrucciones en el pozo.................................................................................... 3-13

Problemas con el equipamiento/fallas................................................................ 3-13

Indicadores de presión anormal mientras se perfora..................................................... 3-14

Variaciones no esperadas en la tasa de penetración........................................ 3-14

Variaciones en la forma y el tamaño de los recortes......................................... 3-15

Aumento del torque o arrastre............................................................................ 3-15

Desmoronamiento de arcillas............................................................................. 3-16

Aumento en el contenido de gas........................................................................ 3-16

Gas de fondo...................................................................................................... 3-16

Gas de conexión o maniobra.............................................................................. 3-16

Presencia de gas causada por formación presurizada...................................... 3-16

Variaciones en el exponente “d“ normal............................................................. 3-16

Información de MWD........................................................................................... 3-17

Disminución de densidad de las arcillas............................................................. 3-17

Aumento de temperatura de salida..................................................................... 3-17



TEMA PÁG.

Aumento de cloruros en el lodo........................................................................... 3-18

Cuándo ocurren las surgencias...................................................................................... 3-18

Señales de advertencia................................................................................................. 3-18

Verificar aumento en el caudal de retorno.......................................................... 3-18

Incremento de nivel en las piletas de inyección (Tanques)................................ 3-19

Rastros de gas/petróleo durante la circulación................................................... 3-19

Disminución en la presión de bombeo/aumento en el caudal de bombeo…….. 3-19

El pozo fluye....................................................................................................... 3-19

Llenado deficiente durante la sacada de tubería del pozo.................................. 3-19

Las barras salen llenas....................................................................................... 3-20

Variaciones en el peso del sondeo..................................................................... 3-20

El pozo no desplaza correctamente en la bajada.............................................. 3-20

Surgencias con la tubería fuera del pozo....................................................................... 3-21

Surgencias durante el perfilaje....................................................................................... 3-21

Surgencias durante el entubado..................................................................................... 3-21

Surgencias durante la cementación del casing.............................................................. 3-22

Resumen......................................................................................................................... 3-22



ORIGEN Y DETECCIÓN DE SURGENCIAS

¿QUE ES UNA SURGENCIA?

Básicamente, una surgencia es una entrada no deseada de fluidos de la formación al pozo. Si podemos reconocerla y controlarla a tiempo, una surgencia puede ser manejada y, sobre todo, eliminada del pozo en forma segura. En cambio, si se la deja proseguir su curso, puede tornarse incontrolable y estaremos en presencia de lo que se conoce como reventón ó "Blowout". Es totalmente lógico entonces que se utilicen todos los métodos posibles para detectar y prevenir las surgencias.

La mejor forma de evitar una surgencia es que el fluido del pozo sea suficientemente pesado para controlar las presiones de formación, y suficientemente liviano para evitar que se pierda circulación o que se disminuya la velocidad de perforación.

CÓMO SE PREDICEN LAS PRESIONES DE FORMACIÓN

Existen procedimientos para predecir las presiones de formación, dato imprescindible para evitar futuras surgencias. Las siguientes son tres fuentes de información valederas para intentar predecir las presiones del pozo:

Información geológica, sísmica e histórica.

Indicadores obtenidos durante la perforación.

Perfiles del pozo obtenidos mediante cable.

Figura 1 - Tres métodos para predecir presiones.

PERFILES

PERFORACIÓN

GEOLOGÍA

PRESIÓN



PLANEAMIENTO GEOLÓGICO

El planeamiento geológico anterior a la perforación del pozo permite conocer los aspectos generales del área. Algunas condiciones estructurales provocan presiones altas y peligros durante la perforación, y deben tenerse en cuenta cuando se planifica el pozo. A continuación, se mencionan algunas de las conformaciones geológicas a tener en cuenta.

Fallas

Domos salinos.

Zonas sobrecargadas

Estructuras anticlinales.

Macizos de Arcilla

INTERPRETACIONES SÍSMICAS

Durante los estudios sismológicos, se generan ondas sónicas que penetran las distintas capas rocosas en dirección descendente. Estas rebotan contra las sucesivas formaciones y vuelven a la superficie, donde son registradas por instrumentos sensibles que miden su intensidad y tiempo de retorno. La interpretación ajustada de estas mediciones en tres dimensiones permite que los geólogos de exploración determinen un modelo matemático para imaginar la forma y extensión de las formaciones del subsuelo. Esta información es imprescindible para desarrollar programas de perforación más seguros.

ANTECEDENTES HISTÓRICOS

Estudiar la información histórica de perforaciones previas en la zona, es una de las formas más simples de detectar posibles problemas. Tanto los informes de perforación como los registros de parámetros de lodo proporcionan un excelente panorama general de las condiciones problemáticas que podemos enfrentar. Estos registros, junto con la aplicación de información geológica y sísmica, proporcionan datos significativos para encarar la perforación del pozo.

POR QUÉ PUEDE AUMENTAR LA PRESIÓN DE FORMACIÓN

Sabemos que durante las actividades de perforación, profundización ó desvío, podemos encontrar presiones anormales. En muchas partes del mundo, las presiones y temperaturas a cualquier profundidad pueden predecirse con un margen razonable de seguridad. Como ya vimos en el capítulo de fluidos no son raras las presiones anormales, sean altas o bajas. Por ejemplo, en las zonas montañosas de Salta y Jujuy las presiones anormales altas son habituales, mientras que en las áreas de la Cuenca del Golfo San Jorge, cercanas al mar, son habituales las presiones bajas. En este manual se utiliza la palabra "anormal" para describir presiones más altas de lo esperado.

La geología de la zona donde se perfora un pozo afecta en forma directa las presiones de formación. En lugares donde existen trampas de subsuelo o estructuras que contienen petróleo o gas podemos encontrar presiones altas anormales. No se pretende que el perforador, el jefe de pozo o el representante de la compañía sean expertos en geología; lo que espera es que estén preparados para las contingencias. También deben tener en cuenta que se pueden encontrar presiones anormales en cualquier momento y lugar, sobre todo en pozos exploratorios. Una dotación entrenada y experimentada se supone atenta para enfrentarse con lo inesperado.



Las conformaciones geológicas más habituales que pueden modificar las presiones de la formación, son:

Fallas

Anticlinales

Domos salinos

Macizos de arcilla

Zonas sobrepresionadas

Zonas depletadas

FALLAS

Al atravesar el trépano una falla, suele haber un cambio significativo en los gradientes de presión, cambio que puede anticipar una surgencia o una pérdida de circulación. Es común perforar una falla a propósito, para buscar acumulaciones de petróleo y de gas. Las perforaciones direccionales y horizontales suelen atravesar fracturas y fallas. En estos casos, se debe tener en cuenta que las probabilidades de que se produzca una surgencia o una pérdida de circulación son altas.

Figura 2 - Fallas



ANTICLINALES

Son estructuras geológicas que tiene forma de domo hacia arriba. Pueden estar formadas por capas de roca que han sido elevadas desde grandes profundidades, y que a veces preservan las presiones altas que corresponden a esas mayores profundidades.

Al perforarse en la culminación estructural del anticlinal, es posible encontrar presiones más altas, para las que se debe estar preparado. Además, cuando se profundizan pozos de avanzada o de producción, se debe tener en cuenta que el pozo inicial puede haber sido perforado en un flanco, y que al desviar, pueden encontrarse presiones más grandes que las previstas.

DOMOS SALINOS

En muchas áreas del mundo es posible encontrar gruesas capas de sal en estado casi puro. Muchas veces, la sal es impulsada hacia arriba dentro de las formaciones superiores, conformando lo que se llama "domos salinos".

Bajo la presión de la sobrecarga y temperatura, la sal exhibe propiedades de flujo plástico, lo que no permite que los fluidos porales se desplacen a través de la misma. Como consecuencia, las formaciones o domos salinos suelen tener presiones mucho más altas de lo normal. Tal es el caso del yacimiento Palmar Largo en la provincia de Formosa.

Los domos de sal que atraviesan capas o formaciones suelen sellarlas, provocando presiones que exceden el gradiente normal de las formaciones cercanas.

ARCILLAS MASIVAS

Los grandes espesores de arcillas impermeables obstaculizan el movimiento ascendente de los fluidos porales. Esto es el clásico sello de formaciones productivas. A medida que se acumularon más capas de sobrecarga, las presiones de formación se tornaron anormales, y no permitieron el proceso normal de compactación. Los paquetes de arcillas sometidas a este proceso se denominan "plásticas" o "móviles", porque presentan presión anormal cuando se las perfora, y suelen rellenar el pozo cuando se saca el trépano. Por lo general necesitan fluidos de altas densidades para su control, y eventualmente requerir programas especiales de casing.

Figura 3 - Anticlinal Figura 4 – Domo o intrusión salina



Las arcillas sobre-presurizadas son de menor densidad, y se las perfora más rápido, al resultar más blandas por la falta del proceso de compactación normal. En la parte superior de las arcillas presurizadas suele haber una tapa, o sello, de roca endurecida. Después que se perforó la tapa, las arcillas se vuelven cada vez más blandas a medida que aumenta la presión, lo que conlleva un aumento de la ROP.

Las rocas permeables (areniscas) que hay debajo de estas arcillas pueden tener presiones altas, esto es debido a la falta de rutas de escape para los fluidos porales a medida que la sobrecarga aumenta.

ZONAS SOBREPRESIONADAS

Se denomina "zonas sobrepresionadas" a las arenas de poca profundidad y a las arenas que en general que presentan presión anormal. Su origen puede ser natural por la migración ascendente de fluidos porales proveniente de una zona más profunda, o pueden ser el resultado de problemas creados por el hombre. Trabajos de cementación de mala calidad sumados a casings o tubos dañados o corroídos y proyectos de recuperación secundaria por inyección de fluidos pueden tener como consecuencia una zona recargada.

Las técnicas geofísicas modernas pueden reconocer las zonas presurizadas de poca profundidad. Se las suele llamar "puntos brillantes". Lógicamente es difícil controlar presiones "anormales" de mayores profundidades, cuando son encontradas a poca profundidad.

ZONAS DEPLETADAS

En las zonas depletadas suele haber presiones por debajo de lo normal. Si nos encontramos con una de estas zonas, pueden registrarse severas pérdidas de circulación, lo que reduce la presión hidrostática y podría originar que en otra zona, o la misma zona agotada, la formación comience a fluir.

Estas zonas pueden presentarse en cualquier lugar donde haya habido una perforación. Si la historia del área está incompleta, o no existen registros de pozos anteriores, se puede llegar a tener problemas a menos que estemos preparados.

INSTRUMENTOS DE PERFILAJE PARA MEDIR PRESIÓN

Los perfiles de inducción normales miden la resistividad eléctrica de la formación. Como por lo general las formaciones de arcillas de alta presión contienen más agua, su resistividad en general es menor que la de las formaciones de presión normal, que son más secas. Por lo tanto, para estimar una presión de formación, se pueden medir y comparar las variaciones en la resistividad.

El perfil sónico mide la velocidad del sonido y el tiempo del intervalo de transito por la formación. Las formaciones de arcillas de alta presión, que contienen más agua, tienen una velocidad de respuesta menor y, por lo tanto, un tiempo de tránsito más largo. Se pueden realizar estudios para determinar la presión de la formación a partir de los tiempos de tránsito que marcan los perfiles acústicos.

Como su nombre lo indica, el perfil de densidad puede registrar la densidad de la formación en base a mediciones radioactivas. Las formaciones de arcillas de alta presión tienen menor densidad, por lo que es posible hacer cálculos para determinar su presión propia.



CAUSAS DE LAS SURGENCIAS

Cada vez que la presión de la formación exceda la presión hidrostática que ejerce la columna de fluido del pozo, puede ocurrir que el fluido ingrese al pozo. Esto puede originarse en uno, o en una combinación, de los siguientes factores:

Densidad insuficiente del fluido

Llenado deficiente del pozo

Pistoneo o compresión


Obstrucciones en el pozo

Problemas con el equipamiento / fallas en el equipamiento

Densidad insuficiente del fluido

La más habitual de las causas de surgencias es la densidad insuficiente del fluido, o sea un fluido que no tiene el peso necesario y suficiente para controlar la formación. El fluido del pozo debe ejercer suficiente presión hidrostática para al menos igualar la presión de la formación. Si la densidad del fluido es menor que la de formación, se producirá inevitablemente una surgencia.

Puede haber variadas razones para una densidad de fluido insuficiente. Una lluvia muy intensa u otro factor inesperado pueden hacer penetrar mucha agua en el sistema de circulación, lo que afectará la densidad del fluido, además de alterar severamente sus propiedades. Resulta peligroso cortar la densidad del fluido, agregando gran cantidad de agua intencionalmente al sistema durante la circulación. Si se agrega demasiada agua, o si la presión del fluido baja mucho, el pozo puede comenzar a fluir. Además, como la dotación estará mezclando y agregando volumen a las piletas de inyección, puede ser muy difícil detectar a tiempo un incremento de volumen por surgencia en el pozo. Una buena práctica consiste en agregar cantidades conocidas o medidas cuando se hace la mezcla. En caso de tener que reducir la densidad del fluido es conveniente utilizar agua de un tanque cuya capacidad se conoce, de manera que la cantidad de agua extraída del tanque sea igual al incremento en las piletas de inyección. Si el incremento resulta mayor, es posible que el pozo esté surgiendo. Como orientación, toda vez que se agregue o transfiera fluido a las piletas debe notificarse al responsable operativo.

En un equipo de terminación, otras de las posibles causas que provocan una densidad de fluido incorrecta son: el remplazo del fluido actual por trabajos de fracturación o tratamientos ácidos, ó el reemplazo por fluidos de punzado.

Llenado deficiente del pozo

Inexorablemente, cada vez que cae el nivel de fluido en el pozo, también cae la presión hidrostática ejercida por el fluido. Cuando la presión hidrostática cae por debajo de la presión de formación, en el pozo tiene lugar una afluencia.

En la maniobra de sacada de tubería se retiran caños del pozo. El volumen de acero de sondeo o tubing retirado tiene su equivalente en volumen de fluido del pozo. Por lo tanto, a medida que disminuye el nivel de fluido en el pozo, también disminuye la presión hidrostática ejercida. Resulta obvio que, si se desea mantener una presión constante sobre la formación, se debe ingresar al pozo una cantidad de fluido igual al volumen de acero que se ha retirado.

Como calculamos el volumen necesario para llenar el pozo durante la maniobra de sacada de tubería:

Barriles para llenar = Desplazamiento de la tubería (bbls/pie) X Longitud de la tubería sacada (pies)



M3 para llenar= Desplazamiento de la tubería (m3/m) X Longitud de la tubería sacada (m)

Ejemplo

¿Cuántos barriles (litros) son necesarios para llenar el pozo si se sacaron 15 barras de sondeo de 4 l/2” [114 mm] suponiendo que cada conexión es de 31 pies [9,4 m], con desplazamiento de .005002 bbls/pie [2,6 l/m]), de un casing de 9 5/s" [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,755 " [222,4 mm]?

Barriles para llenar = Desplazamiento de la tubería (bbls/p) X Longitud de tubería extraída (pie)

Barriles para llenar = 0,005002 X (15 X 31)

Barriles para llenar = 0,005002 x 465

Barriles para llenar = 2,32 bbls.

m3 para llenar = Desplazamiento de la tubería (l/m) X Longitud de la tubería extraída (m)

m3 para llenar = 2,6 l/m x (15 x 9,44 m)

m3 para llenar = 2,6 x141,6

m3 para llenar = 368 I = 0,368 m3

Problema

¿Cuántos barriles (m3) se necesitarán para llenar el pozo si se sacaron 12 barras de sondeo de 5" [127 mm] de 30 pies [9,1m] cada una, con desplazamiento de 0,007593 bbls/pie [3,9601 l/m], capacidad de 0,017464 [9,1084 l/m] de un pozo de 12 ¼” [311 mm] de diámetro?

Para lograr medir el fluido de llenado con precisión, se debe utilizar un tanque de maniobra (trip tank) o un sistema contador de emboladas. Resulta mas conveniente llenar el pozo con un tanque de maniobra, ya que estos tanques son de poco volumen y pueden medirse con facilidad. No obstante, para calcular el número de emboladas necesarias para llenar el pozo, tenemos:

Emboladas para llenado = barriles para llenado / desplazamiento de la bomba (bbls/embolada)

Emboladas para llenado = m3 para llenado x 1000 / desplazamiento de la bomba (l/embolada)

Ejemplo

¿Cuántas emboladas se necesitarán para llenar el pozo con 5 bbls [0,795 m3], si se utiliza una bomba dúplex con un desplazamiento de 0,1703 bbl/emb [27 l/emb]?

Emboladas para llenado = barriles para llenado / desplazamiento de la bomba

Emboladas para llenado = 5 bbls / 0,1703 (bbl/emb)

Emboladas para llenado = 29 emboladas

Emboladas para llenado = m3 para llenado / desplazamiento de la bomba (l/emb)

Emboladas para llenado = 0,795m3x1000/27



Emboladas para llenado = 29 emboladas

Problema

¿Cuántas emboladas serán necesarias para llenar un pozo con una bomba triplex que tiene un desplazamiento de 0,105 bbls/emb [16,69 l/emb], en el caso de sacar 12 barras de sondeo de 5” [127 mm] de (30 pies) [9,5m] c/u, con desplazamiento de 0,007094 bbl/pie [3,6999 l/m], capacidad de 0,01776 bbls/m[9,2628 1/m], de un casing de 9 5/8 " [244 mm] que tiene un diámetro interno de 8,375” [213 mm]?

Para calcular la cantidad de tubería “llena” que se puede sacar antes de una reducción de 75 psi (5,1Kg/cm2) en la presión hidrostática:

Long. Máx (pies)= (descenso de Presión (psi) / 0,052 /densidad del fluido (ppg)) x

(capac. del casing (bbl/p) - desplaz. de tub (bbl/p) - capac. tub(bbl/p)) / (desplaz. de tub (bbl/p) + capac. tub.(bbl/p))

Long. Máx (m) = (descenso de Presión (kg/cm2) / 0,0001/ densidad del fluido (g/l) x (capac. del casing (l/m) - desplaz. de tub.(l/m) - capac. tub.(l/m) / (desplaz. de tub.(l/m) + capac. tub.(l/m))

Ejemplo

¿Cuántos pies (m) de tubería seca de 2 7/8" (73 mm), con un desplazamiento de 0,00224 bbl/pie (1,17 1/m) y una capacidad de 0,00578 bbl/pie (3,01 1/m), una capacidad de casing de 0,036 bbl/pie (18,75 1/m) y una densidad de fluido de 14,3 ppg (1716 gr/1), se podrán sacar para llegar a una reducción de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la presión de fondo de pozo?

Atención con este ejemplo, porque aunque se podrían sacar 461 m de tubería antes de que la presión hidrostática descienda 75 psi (5,1 Kg/cm2) es posible que los reglamentos imperantes marquen un límite a la cantidad de tiros que se pueden sacar sin llenar el pozo.

Problema

¿Cuántos pies (m) de tubería seca se podrán sacar con una capacidad de casing de 0,056 bbl/pie (29,176 l/m), un desplazamiento de la tubería de 0,00709 bbl/pie (3,6938 l/m), una capacidad de tubería de ,01776 bbl/pie (9,2505 l/m), siendo la densidad de fluido de 14 ppg (1680 g/l), antes de alcanzar un descenso de 75 psi (5,1 kg/cm2) en la presión de fondo de pozo?

Problema

¿Cuántos pies (m) de tubería llena se podrán sacar antes de alcanzar una reducción de 75 psi (5,1 Kg/cm2) en la presión de fondo de pozo, si la capacidad del casing es de 0,056 bbl/pie (29,176 l/m), el desplazamiento de tubería es de 0,00709 bbl/pie (3,6938 l/m), la capacidad de tubería es de 0,01776 bbl/pie (9,2505 l/m), y la densidad de fluido de 14 ppg (1680 g/l)?

Es práctica común que para sacar tubería vacía en una carrera, se bombea inicialmente una pequeña cantidad de lodo pesado. Esto afecta el llenado en los primeros 5 a 10 tiros de tubería sacados y se debe a que el lodo pesado empuja el fluido más liviano de la columna. Cuando se saca tubería llena en una carrera, habitualmente se utiliza un economizador de lodo, para devolver el fluido que está en la tubería a las piletas de inyección. De no utilizar este dispositivo para lodo, será difícil estimar el derrame en el piso de trabajo del equipo, lo que disminuirá la cantidad de fluido que se debe medir con el consiguiente error operativo. Si no se puede recuperar todo el fluido de una tubería llena, éste debe ser restado del volumen activo y se deben realizar cálculos para operar tubería vacía.



Es conveniente recordar que el desplazamiento de los portamechas es de 5 a 10 veces mayor que el de las barras de sondeo. Por lo tanto, si no se calcula el llenado suficiente por cada portamechas sacado, el nivel de fluido puede caer lo suficiente como para que el pozo comience a fluir.

El total del llenado (ya sea en barriles [m3] o en emboladas de bomba) debe acumularse al final de la sacada de tubería, como un control global. Si este total no se aproxima a las emboladas o barriles calculados, es probable que tengamos un problema. En ocasiones, la formación toma o devuelve fluido al pozo durante las maniobras, lo cual no significa ni pérdida de circulación ni una surgencia. Llevar registros de la maniobra en el equipo debe convertirse en una práctica habitual. Si hay afluencia de la formación o pérdida de fluido, la comparación con estos registros previos es el único método disponible para predecir con precisión los volúmenes de llenado del pozo. Llevar los registros de carrera en la forma correcta, se convierte en un invalorable aporte para la prevención de surgencias.

Cuando se ha terminado la maniobra y se ha retirado la tubería del pozo, se lo debe monitorear y mantener lleno. En zonas de presión subnormales puede resultar necesario mantener un nivel de fluido estático a un nivel mas bajo que la superficie para tener una situación balanceada. En estos casos, si no se cuenta con fluido lo suficientemente liviano para una columna completa de fluido, se debe monitorear el pozo continuamente, y se debe mantener el bajo nivel en el pozo, vertiendo fluido en pequeñas cantidades desde tanques medidos.

Resulta imprescindible poner mucho énfasis en la importancia de mantener el pozo lleno en forma permanente. En aquellos pozos que se caracterizan por tener gas a poca profundidad, un leve descenso en la presión hidrostática y/o una presión de pistoneo, pueden ser suficientes para que el pozo comience a fluir. Si se encuentra a profundidad escasa, el gas puede llegar al piso de perforación del equipo antes de que se intente cerrar el preventor. Lógicamente en estas circunstancias es de suma importancia emplear técnicas de llenado apropiadas durante la maniobra.

Pistoneo o compresión

Recordemos que cada vez que se mueven las barras a través de fluido, aparecen fuerzas de pistoneo y compresión. La dirección en que se mueven las barras dirá cuál de las fuerzas, si la de pistoneo o la de compresión, predominará. Si la bajada es demasiado rápida y no todo el fluido llega a despejar el camino, la barra comprime como un pistón y presuriza el pozo que está más abajo. Esto se denomina presión de compresión. Si esta presión aumenta demasiado, puede haber admisión o fractura de la formación. La consecuencia inmediata puede ser la pérdida de fluido en el pozo, con el consiguiente descenso de la presión hidrostática.

Si la dirección es ascendente, como cuando se están sacando barras, predomina la presión de pistoneo. A menudo, el fluido no puede bajar por el espacio entre las barras y el casing con la misma velocidad con que las barras están subiendo. Cuando esto ocurre, se produce una presión de "vacío", o presión negativa, debajo de las barras. Este descenso de la presión permite que el pozo avance hasta que el fluido llena el espacio bajo las barras; esto se llama pistoneo. De esta forma por efecto del pistoneo ingresa fluido no deseado al pozo y, por lo tanto, se corresponde con la definición de surgencia.

El pistoneo y la compresión están relacionados con las siguientes variables que los afectan:

1 La velocidad de las barras es causa directa de las presiones de pistoneo y compresión. Cuanto más rápido se mueve la barra, mayor será la presión. El fluido debe despejar el camino, o bajar, para llenar el espacio que antes ocupaba la barra. Esta variable es la que resulta más fácil de controlar. Las posibilidades de inducir una surgencia por pistoneo y/o de hacer admitir la formación aumentan en forma directa con la velocidad de la carrera.

2 En relación con el punto anterior, el espacio entre las paredes del pozo y la barra es de



suma importancia, porque a medida que se reduce, las posibilidades de pistonear una surgencia aumentan. Si el área anular es muy pequeña, el fluido que debe moverse tiene un canal muy reducido para desplazarse. Mientras más reducido sea este espacio, más lentamente debe moverse la tubería, para evitar presiones de pistoneo o compresión excesivas.

3 Las propiedades del lodo son sumamente importantes y tienen una relación directa con las presiones de pistoneo/compresión. Un lodo viscoso y espeso fluirá con mayor lentitud. Los lodos menos densos, que pueden fluir con mayor libertad, no incidirán en las presiones de pistoneo/compresión tanto como los lodos espesos.

4 Formaciones hinchadas, aplastamiento de casing, o un trépano muy embolado son restricciones entre las barras y la pared del pozo, o del casing, que originan serios problemas que, lamentablemente no se advierten hasta que es demasiado tarde. Tener en cuenta que el espacio entre las barras y el casing puede ser menor de lo que se cree, lo que aumenta las posibilidades de efectuar un pistoneo.

Hasta ahora se han usado las barras de sondeo como ejemplo, pero cualquier cosa que se mueva a través del fluido en el pozo puede provocar presiones de pistoneo/compresión. Cables de acero, tuberías, herramientas, packers, caños lavadores, portamechas, etc., si se los mueve con suficiente velocidad puede hacer mucho daño. Estas fuerzas están siempre presentes y pueden causar problemas sin importar en qué parte del pozo se esté (arriba, en el fondo, en el medio). Los procedimientos correctos indican que se debe ser prudente en lo que respecta a la velocidad de las carreras y del cable de acero.


Al bajar el nivel de fluido en el pozo consiguientemente también disminuye la presión que estaba ejerciendo. Reiterando el concepto, si la presión hidrostática del fluido pierde valor por debajo de la presión de la formación, el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de la pérdida de fluido pueden ser:

Sabemos que la gran mayoría de los pozos se perforan sobrebalanceados, o muy cerca del punto de balance. El lodo es suficientemente viscoso, para poder sostener y limpiar los recortes del pozo. Esta propiedad hace que el fluido resista el ingreso a la formación. Las gelificación que permite que el lodo arrastre recortes, en forma normal bloquea el ingreso a la formación de la mayor parte de la fase fluida del lodo. Así, se pueden utilizar mayores pesos de lodo con pérdidas de fluido mínimas.

Hay casos donde el equipo de perforación se hace cargo también de la etapa de terminación. En las fases de terminación del pozo, se utilizan fluidos de bajo contenido sólido, para disminuir el riesgo de dañar o bloquear la formación. Los fluidos sin contenido sólido son lógicamente menos viscosos, y además se filtran para extraer las partículas que pueden bloquear los espacios porales de la formación. Si se utiliza un fluido limpio que ejerza una presión hidrostática mayor a la de la formación, no hay nada que pueda frenar la pérdida de fluido, lo que puede provocar una severa pérdida de circulación.

Muchas veces, el nivel de fluido en la boca del pozo parece estable, pero durante la circulación se advierte una disminución en los tanques. Esto se debe a la presión adicional que se ejerce sobre la formación durante la circulación, esto es la presión equivalente de circulación. Cuando la bomba está moviendo fluido a través del pozo, se debe superar la fricción, que es el origen de la presión agregada a fondo de pozo. Si la presión de fricción y la presión hidrostática del lodo superan a la presión de formación, puede haber pérdida de circulación.

Las presiones de compresión que se crean cuando el movimiento de las barras empuja fluido contra la formación pueden provocar fractura de la formación y/o pérdida de circulación. Se debe tener en cuenta si el espacio entre el conjunto de fondo de pozo y el casing es reducido, así como la velocidad de bajada de las barras.



En pozos en los que la presión está por debajo de lo normal, el nivel estático del fluido puede estar por debajo de la superficie para mantener una situación de balance. En este caso se debe inyectar constantemente un poco de fluido para asegurar una columna balanceada, y el pozo debe ser monitoreado continuamente.

Obstrucciones en el pozo

Es muy conveniente recordar que cuando hay una obstrucción en el pozo es probable que exista presión atrapada bajo la misma. Cuando se está perforando o fresando una obstrucción (un packer, un tapón de cemento, un casing aplastado, etc.), se deben extremar las precauciones. La dotación debe estar preparada para enfrentar cualquier eventualidad desfavorable.

El siguiente ejemplo que ilustra claramente este peligro: Se decide reperforar un pozo de gas que había sido abandonado con los tapones de cemento correspondientes. Un pozo de 6000 pies [1830 m] (PV) con una presión poral de 7,4 ppg [887 gr/l] tendrá una presión de formación de 2318 psi [163kg/cm2] y presurizará el pozo bajo el tapón. Si hay un tapón de cemento a 2000 pies [610 m] y se lo perfora con un lodo de emulsión de petróleo que pesa 7.4 ppg [790 gr/l], el fluido de perforación ejercerá una presión hidrostática de 685 psi [48 kg/cm2]. Una vez que el trépano atraviese el cemento, se tendrá una presión considerablemente mayor (alrededor de 3,5 veces mayor) que la presión del fluido. Se presenta una fuerza ascendente de 2318 psi (163 kg/cm2) contra una presión descendente de 685 psi [48 kg/cm2]. ¿Qué sucederá? En realidad, el peso del fluido de formación reducirá un poco la fuerza ascendente a esa profundidad (de acuerdo a la densidad del fluido producido), pero aún así esta fuerza será mayor que la presión hidrostática del fluido.

Es de esperar que apenas terminemos de perforar el tapón el pozo entre en violenta surgencia. En el caso de nuevas intervenciones es imprescindible un cuidadoso planeamiento de las operaciones y de los parámetros a emplear.

Problemas con el equipamiento/fallas

El equipo de superficie suele estar diseñado para condiciones de trabajo duras y siempre está sujeto a desgaste y rotura. Hasta la herramienta mejor diseñada se desgasta eventualmente, o sufre fatiga, aún con los mayores cuidados. Las temporadas invernales, el agua salada, el H2S, la exposición a fluidos de formación corrosivos, el traslado del equipo, etc., son todos elementos, que contribuyen al deterioro.

Muchos reventones ocurren debido a un mal funcionamiento o una falla total del equipo de cierre de pozo. La falla de una sola pieza del equipo puede provocar una situación incontrolable.

Si la bomba dejara de funcionar durante la circulación de acondicionamiento del fluido previo a una maniobra, se pierde la presión equivalente de circulación sobre la formación. El pozo puede comenzar a aportar lentamente. Como puede parecer que no está fluyendo, la dotación puede llegar a reducir el problema al hecho de poner de nuevo en funcionamiento la bomba. Mientras tanto, ¿quién vigila el pozo? A medida que comienza a fluir va acumulando impulso, hasta que no se lo puede controlar. Mientras el BOP se está cerrando, la fuerza del fluido puede llegar a erosionar los elementos selladores y resultar en una falla del BOP. Si se logra cerrar la BOP, un aro de segunda mano o un sello de mala calidad en el conjunto podría comenzar a perder, lo que conduciría progresivamente la situación a estar fuera de control. El hecho de que se presente un problema no debe llevar a presumir que no haya otros. Siempre se debe vigilar el pozo y el equipo de BOP.

Es esencial para la seguridad realizar pruebas del equipo en cada pozo, semanalmente, o cada vez que lo requieran los reglamentos. Como no se puede predecir el momento en que se producirá una falla, es más conveniente detectarla durante una prueba que cuando Ud. está dependiendo del buen funcionamiento del equipo para salvar su vida.



INDICADORES DE PRESIÓN ANORMAL MIENTRAS SE PERFORA

A continuación detallaremos cuales son las señales más habituales que indican una zona de presión anormal. Estas señales deben ser correctamente interpretadas por una dotación experimentada, porque muchas de ellas pueden tener otras explicaciones.

Variaciones no esperadas en la tasa de penetración.

Variaciones en la forma, tamaño y cantidad de los recortes del trépano.

Aumento del torque de rotación.

Aumento en el arrastre.

Desmoronamientos de arcillas

Aumento en el contenido de gas.

Variaciones en el exponente "d" normal.

Disminución de la densidad de las arcillas

Aumento en la temperatura de la línea de salida.

Aumento en el contenido de cloruros.

No todos estos indicadores se presentan al mismo tiempo. La dotación debe saber reconocerlos como posibles señales de que se está perforando en zonas de presiones más elevadas.

Variaciones no esperadas en la tasa de penetración

El aumento de la velocidad de penetración es uno de los factores más ampliamente aceptados para determinar cambios en la presión poral. Lo normal es que la velocidad de perforación disminuya con la profundidad. Esta disminución, provocada por el aumento de la dureza y densidad de la roca, es controlada también mediante la diferencia entre presión hidrostática y presión poral.

El aumento de la ROP indica un incremento en la presión de formación. La velocidad aumenta cuando se penetra una zona de presión anormal porque las formaciones contienen más agua y son más blandas. Esto significa que los recortes se desprenderán bajo el trépano con más facilidad. Si se advierte que la velocidad de penetración aumenta gradualmente, cuando debería estar disminuyendo, se puede inferir que las presiones de la formación están aumentando.

Por otra parte, un cambio abrupto en la velocidad de penetración, ya sea un aumento o una disminución, indican que se está perforando una nueva formación que podría ser más permeable, y que podría provocar una surgencia. Cuando se perfora una zona de transición, debe mantenerse el peso del lodo lo más próximo posible a la presión de la formación, de manera que cualquier cambio en la presión poral se vea reflejado en la velocidad de perforación. Un peso excesivo del lodo aumentará la presión diferencial y reducirá la velocidad de perforación, lo cual ocultará el aumento de velocidad que normalmente se atribuye a los aumentos de presión. Sin embargo, existen otros factores, además de la presión poral, que afectan la velocidad de penetración:

Cambios en la formación

Factores hidráulicos

Peso y velocidad de rotación aplicadas al trépano

Tipo y estado del trépano

Peso del lodo y propiedades del mismo

El perforador



Como ya se ha explicado, los cambios en la formación presentan un serio problema de interpretación. Por lo general, un aumento repentino y significativo de la velocidad de penetración puede indicar un cambio en la formación, pero como es imposible saber de inmediato que ocurre en el fondo del pozo, se deben realizar controles del flujo cada vez que tenemos un cambio abrupto en la ROP, para determinar si hay una surgencia.

Variaciones en la forma y tamaño de los recortes

Los fragmentos de roca desprendidos de la formación por la acción del trépano se denominan recortes. El tamaño y forma de los recortes depende en gran medida del tipo de formación, del tipo de trépano y su desgaste, condiciones de trabajo del trépano, y del diferencial de presión existente (presión de formación contra presión hidrostática del fluido).

El tamaño de los recortes disminuye a medida que el trépano se desgasta durante la perforación, siempre que los otros factores, como peso sobre el trépano, el tipo de formación y el diferencial de presión, se mantengan constantes. Sin embargo, si el diferencial de presión cambia (si aumenta la presión de formación), hasta un trépano desgastado penetrará con mayor eficacia, por lo que el tamaño de los recortes aumentará y su forma cambiará.

1. Pequeño, 2. Grande. (1 pulgada = 25.4 mm)

Recortes normales y presurizados

Aumento del torque y/o del arrastre

Durante una perforación normal, el torque rotativo aumenta gradualmente a medida que aumenta la profundidad, debido al efecto del contacto entre las paredes del pozo y el sondeo, sumado al peso de la columna rotante.

El aumento en la presión de formación provoca que penetren mayores cantidades de recortes de arcillas al pozo. Estos tienden a impedir la rotación del trépano por acumulación alrededor de los portamechas. El aumento del torque en una extensión de decenas de metros es un buen indicador de aumento de la presión.

Si se está perforando en condiciones balanceadas o casi balanceadas, y se presenta un aumento en el arrastre al hacer conexiones en zonas de presión anormal, podemos considerar que este aumento es provocado por los recortes arcillosos adicionales que penetran en el pozo y se acumulan alrededor de los portamechas. También puede aumentar el arrastre porque la formación se hincha, haciendo que el pozo se cierre alrededor del portamechas y del trépano.



Desmoronamiento de arcillas

En la medida que la presión de la formación supera a la presión de la columna de lodo, esta última pierde eficacia para sostener las paredes del pozo y, eventualmente, las arcillas comienzan a desprenderse o a desmoronarse de los costados del pozo. Los desprendimientos de arcillas no son necesariamente una situación crítica, sino que dependen además de muchos factores, tales como el grado de desbalance, los buzamientos en la formación, la consolidación, la cementación de los granos de arena, tensiones internas, etc.

Estos desmoronamientos de arcillas afectan la perforación al causar problemas de arrastre por estrechamiento del pozo. Estos desmoronamientos no siempre son el resultado de presiones anormales, pero por lo general se les atribuyen otros orígenes, y se pasa por alto la posibilidad de que las haya. Cuando la causa es la presión, se pueden identificar las arcillas desmoronadas por sus bordes afilados, largos, astillados y curvos.

Aumento en el contenido de gas

Una buena señal para detectar zonas de presión anormal es el aumento del contenido de gas en el fluido de perforación. No obstante, los recortes con gas no siempre son consecuencia de una condición no balanceada, por lo que es importante una adecuada comprensión de los mismos.

Gas de Fondo

Al perforar una formación que contiene gas, se circulan pozo arriba recortes que contienen gas. La presión hidrostática sobre estas partículas se reduce a medida que circulan hacia arriba. El gas de los recortes se expande, y se libera en el sistema de lodo, disminuyendo el peso del mismo. En tales casos, no se podrá detener la inyección gasificada aumentando el peso del lodo. Esto se puede verificar reduciendo o deteniendo la perforación y circulando los residuos hacia arriba. En ambos casos, la inyección gaseosa debería detenerse o reducirse.

Gas de Conexión o Maniobra

Si estamos perforando con una densidad mínima de lodo, el efecto de pistoneo producido por el movimiento ascendente de la tubería durante una conexión o una carrera pueden inducir gases o fluidos al interior del pozo. Por lo general, esto se conoce como gas de conexión o gas de maniobra. Cuando aumentan estos gases, es posible que los gases de formación también estén aumentando, o que el diferencial de presión se esté modificando.

Presencia de gas por formación presurizada

Un buen ejemplo de gas de fondo se encuentra en el oeste de Texas, donde las capas de arenisca roja de baja permeabilidad de la edad permiana son perforadas con agua. La presión de formación en estas capas es equivalente a un lodo de alrededor de 1917 g/l (16 ppg). Las capas de arenisca roja contienen gas, pero su permeabilidad es muy baja. El resultado es que el lodo está gasificado permanentemente, lo que produce un gas de carrera particularmente molesto.

Si vamos a utilizar la presencia de gas en el fluido de perforación para detectar presiones anormales, es necesario contar con un detector de gases. A medida que avanza la perforación, es posible detectar la existencia de gas de fondo o de conexión. Ambos deben ser controlados cuidadosamente, y deben ser considerados una posible advertencia de aumento en la presión poral.

Variaciones en el exponente 'd" normal

El exponente "d" se ha convertido en una herramienta muy útil para detectar y predecir presiones anormales. Su preparación es simple y no requiere equipo especial. La información que debe estar disponible en el área del equipo es: velocidad de penetración,



R.P.M. de la rotación, peso sobre el trépano y diámetro del pozo. Luego, se calcula el exponente "d" mediante el uso de una computadora, y se lo representa gráficamente en papel de semilogaritmo. Los cambios en la inclinación de la línea señalan las zonas presurizadas. Las mejoras en las técnicas de representación gráfica han refinado el método a un punto tal que en muchas áreas se puede predecir el peso de lodo requerido con una precisión de 0,2 a 0,6 ppg (24 a 60 g/l). Empleándola en forma adecuada, esta información puede ayudar a reducir las surgencias y, lo que es igual de importante, puede evitar el empleo innecesario de lodos muy densos que disminuyen la velocidad de perforación y aumentan el costo.

Información de MWD

La herramienta de MWD (mediciones durante la perforación) es una combinación acertada de medios electrónicos. De acuerdo al tipo y configuración de la herramienta de MWD, es posible recabar y registrar información de evaluación en tiempo real. La misma puede ser información direccional, de perforación o de formación. Los parámetros que pueden medirse, tales como resistividad de la formación, torque, temperatura, presión de fondo de pozo y respuestas acústicas, se pueden utilizar para identificar cambios en las condiciones de perforación y detectar afluencias.

Las respuestas de los parámetros varían de acuerdo al sistema de fluido utilizado, ya sea base agua, aire o petróleo, por lo son necesarias algunas modificaciones en la interpretación de las señales.

La electricidad para operar la herramienta proviene de un generador montado en el conjunto de fondo. Esto requiere de un caudal de circulación específico para brindar la potencia necesaria para su funcionamiento. De acuerdo al tipo de herramienta, la información recogida se puede transmitir por cable, por pulsos de fluido (ondas de presión), por ondas electromagnéticas u ondas acústicas. Sofisticados sensores reciben esta información en la superficie y los transmiten a las computadoras, las que las decodifican o los traducen para convertirlos en datos útiles.

Disminución de densidad de las arcillas

En condiciones normales, las arcillas han sufrido una consolidación normal, y su densidad aumenta uniformemente a medida que aumenta la profundidad. Este incremento uniforme permite predecir la densidad de las arcillas. Una reducción en la tendencia puede ser interpretada como una zona de alta presión poral, dado que las arcillas de alta presión son menos densas que las de presiones normales. Esto sucede porque quedaron atrapados fluidos porales en secciones de arcillas durante el proceso de consolidación.

Los problemas que reducen la utilidad de campo de la predicción de presión por densidad de las arcillas están relacionados con los métodos disponibles para medición de su densidad. En la actualidad el método más confiable se basa en las técnicas de perfilaje por rayos gamma y densidad que brinda la medición durante la perforación (MWD).

Aumento en la temperatura de la línea de salida

El sello que existe en la parte superior de la zona de transición limita el movimiento de agua y, como resultado, se registran temperaturas por encima de lo normal tanto en la zona de transición como en la formación con alta presión que está debajo. Si se hace una representación gráfica de la tendencia normal de la temperatura de la línea de salida, un cambio de 2 a 6 °F cada 100 pies (1a 1,5 °C cada 30 metros) por encima de la tendencia puede indicar una zona de transición.

Además de indicar un cambio en la presión poral, los cambios en la temperatura de la línea de salida también pueden atribuirse a:

Algún cambio en el caudal de circulación.

Cambios en el contenido de sólidos del lodo.



Cambios en la composición química del lodo

Un cambio en los procedimientos de perforación

Aunque no es un indicador definitivo, la curva de temperatura puede resultar una ayuda adicional en el caso de tener que tomar la decisión de detener la perforación o de aumentar el peso actual del lodo debiendo evaluarse el cambio de tendencia de la misma.

Aumento de cloruros en el lodo

Los aumentos del ion cloruro o de sal en los fluidos de perforación son indicadores válidos de variación de presión. Pero estas variaciones son difíciles de establecer a menos que se realicen controles minuciosos de las muestras de lodo. Los métodos disponibles a nivel pozo no alcanzan para reflejar variaciones sutiles. Una alternativa que ayuda sería el monitoreo continuo de la viscosidad del lodo.

CUÁNDO OCURREN LAS SURGENCIAS

Una surgencia puede verificarse en cualquier momento en que no se ejerza suficiente presión pozo abajo para controlar la presión de una formación. Como ya hemos visto anteriormente éstas pueden tener diversos orígenes. Dado que una surgencia puede ocurrir en cualquier momento, tenemos que ser capaces de reconocer e identificar ciertas señales que la advierten, más allá de los indicadores de presiones posiblemente anormales durante la perforación, para poder tomar las medidas que el caso amerite.

SEÑALES DE ADVERTENCIA

Resulta imprescindible lograr detectar una surgencia en su etapa más temprana, para ello se deben conocer los indicadores que advierten que el pozo está fluyendo. Si se observa una o más de las siguientes señales, debemos dar por sentado que el pozo está fluyendo y se deben iniciar los procedimientos de control. Nunca se debe tratar de buscar otras explicaciones a estas señales hasta que no se haya comprobado que el pozo no está surgiendo. En algunas regiones, las señales indicadoras de surgencias son consideradas normales para el área. No obstante, siempre se debe presuponer que el pozo está fluyendo hasta que se haya comprobado lo contrario.

Las señales de advertencia más comunes son:

Verificar aumento en el caudal de retorno

Se incrementa el nivel en las piletas de inyección

Rastros de gas/petróleo durante la circulación

Disminución en la presión de bombeo/aumento en el caudal de bombeo

El pozo fluye

Llenado deficiente durante la sacada de tubería del pozo

Las barras salen llenas

Variaciones en el peso del sondeo

El pozo no desplaza correctamente en la bajada

Verificar aumento en el caudal de retorno

Cuando la bomba trabaja con un caudal constante, bombea por minuto una cantidad fija de fluido hacia el interior del pozo. Por lo tanto, dado que el caudal de inyección de fluido al interior del pozo es constante, el caudal de retorno de fluido también deberá ser constante. Si se advierte un aumento en el volumen de retorno (vuelve más del que se está bombeando), y el régimen de bombeo no ha cambiado, esto quiere decir que el fluido de



retorno sobrante proviene de un aporte de la formación.

Se incrementa el nivel en las piletas de inyección

Cuando el pozo está aportando fluido de la formación, este se suma al volumen que ya está presente, lo que provocará que el volumen en las piletas de inyección, o tanques, aumente. Todos los tanques de circulación deben ser medidos y marcados convenientemente para que se advierta rápidamente todo aumento de nivel.

Cada vez que se aumente o disminuya la densidad del fluido se deben usar cantidades medidas y se debe notificar al personal involucrado. De esta manera se podrá y deberá registrar el aumento adicional correspondiente y el personal podrá advertir que el pozo está surgiendo si ocurre un exceso de ganancia sobre lo previsto.

Rastros de gas o petróleo durante la circulación

Al advertirse un incremento abrupto de gas, existe la posibilidad de que el pozo esté aportando petróleo o gas debido a que no se está ejerciendo suficiente presión sobre la formación productiva. Si bien es cierto que una inyección gasificada rara vez origina una surgencia, si la gasificación es lo suficientemente severa, puede disminuir aún más la presión hidrostática. A medida que mayor cantidad de gas ingresa y se expande, la presión hidrostática continúa disminuyendo hasta que el pozo comienza a fluir.

En algunas zonas se presenta un aporte lento de los fluidos de formación. En estos casos, es muy raro que se produzca un reventón. No obstante, se debe recordar que las surgencias son, por definición, aportes no deseados de fluidos de la formación. Los rastros de gas ó petróleo son indicadores de surgencias, y deben ser tratados como tales. Muchas veces resulta prudente derivar la circulación a través del estrangulador, al menos para alejar el gas o el petróleo de las cercanías del piso de perforación del equipo. Esta práctica resulta conveniente al circular el tramo de fondo de pozo de la carrera, previo a comenzar a perforar.

Disminución en la presión de bombeo y/o aumento en el caudal de bombeo

Las afluencias de fluido de la formación suelen disminuir la densidad de la columna de fluido. Esto hace que disminuya la presión que dicha columna ejerce. Como resultado, se necesitará menos fuerza para mover una columna más liviana, y la presión de bombeo disminuirá. A medida que se disminuye la carga y el esfuerzo a que se somete a los motores del equipo aumentarán la cantidad de emboladas de la bomba que, en consecuencia, funcionará más rápido. A esto también se suma la expansión ascendente del gas, que eleva parte del fluido y reduce aún más la presión total de la columna.

El pozo fluye

A medida que el pozo fluye, el fluido de formación desplaza el fluido del pozo. Varias veces ha ocurrido que se piensa que el perforador está haciendo funcionar las bombas, porque el lodo está rebalsando del pozo, pero en realidad las bombas están paradas. El monitoreo del pozo debe ser constante, y debe haber permanente comunicación entre el personal para determinar si el pozo está efectivamente fluyendo

Llenado deficiente durante la sacada de tubería

La maniobra de sacada de tubería del pozo es probablemente uno de los momentos más peligrosos de las operaciones en un equipo, y una de las causas más habituales de surgencias. Los factores que contribuyen son: pérdida de presión de circulación, el efecto de pistoneo al retirar el sondeo, la sacada del sondeo sin correcto llenado del pozo, provocando que el nivel de la columna de lodo baje en el espacio anular y que disminuya la presión hidrostática. Para contrarrestar todos estos factores es necesario mantener el pozo lleno. Debe llevarse un registro de los tiros de barras retirados versus el volumen de líquido inyectado para llenar y se debe verificar visualmente que el pozo esté lleno.



En el caso que el pozo se llene con menos fluido de lo calculado se debe suponer que el fluido de formación está invadiendo el pozo. Si en cambio debemos agregar más fluido y el pozo no se llena, estaremos en presencia de una admisión del pozo.

DURANTE LA SACADA EL POZO DEBE RECIBIR SUFICIENTE CANTIDAD DE LODO

Las barras salen llenas

Cuando ocurre que el fluido de formación es pistoneado o si una burbuja de gas sigue a una herramienta de mucho diámetro hacia arriba en el pozo, pronto se producirá la expansión de la burbuja. La fuerza de la misma no permitirá que el fluido baje por el interior de barra de sondeo, y el tubo comenzará a salir lleno. En estas circunstancias el pozo debe ser cerrado y circulado.

Variaciones en el peso del sondeo

Sabemos que el fluido del pozo favorece la flotación. Esto significa que el fluido sostiene parte del peso del tubo. Recordar el Principio de Arquímedes. Mientras más denso es el fluido, mayor es la flotación que proporciona, y por lo tanto, mayor es el peso que sostiene. Un aumento en el peso de la columna de sondeo puede deberse a una afluencia de fluido de formación que disminuye la densidad del fluido en el pozo. A medida que la densidad disminuye, se reduce también la capacidad del fluido para favorecer la flotación.

Una expansión de gas también puede empujar el sondeo hacia arriba, provocando una disminución en el peso de la columna. En estas circunstancias, se debe cerrar el pozo sin demora y se deben iniciar los procedimientos de control.

El pozo no desplaza correctamente en la bajada

Mientras vamos bajando la tubería al pozo, el desplazamiento de fluido hacia afuera debe ser igual al desplazamiento del tubo hacia adentro. Si se baja la tubería demasiado rápido, puede ocurrir que se empuje el fluido dentro de una formación. Estamos entonces ante un próximo descenso de nivel de la columna de fluido y por ende una disminución de la presión hidrostática. El pozo puede comenzar a fluir.

Veremos a partir de aquí una afluencia en el pozo y comprobaremos que se desplaza más volumen al exterior del pozo que con el desplazamiento del tubo. Esto se debe lógicamente



a que el pozo fluye ó a la expansión del gas.

Es necesario entonces efectuar un control de las carreras, en velocidad y volúmenes de manera correcta. La diferencia entre el fluido desplazado y el desplazamiento propio de la tubería que se baja siempre revela la existencia de un problema.

SURGENCIAS CON LA TUBERÍA FUERA DEL POZO

Las surgencias que ocurren cuando se ha retirado totalmente la tubería del pozo comienzan en realidad durante la maniobra de sacada, pero en ese momento no son advertidas. El problema puede haber empezado en las primeras etapas de la carrera o, con mayor probabilidad, al no llenar el pozo correctamente hacia el final de la carrera, o cuando se estaban extrayendo los portamechas. A esta altura de la maniobra el único indicador de una surgencia es que el pozo fluye.

Al no haber tubería en el pozo, el cierre de las esclusas de cierre total es un procedimiento adecuado, junto con el monitoreo de la presión en el choke (estrangulador). El cierre del choke también evita que el pozo fluya. Cuando hay que cerrar el choke, es recomendable contar con una alarma sensible a la presión, para monitorear la acumulación de presión en el sistema de cerrado. Cuando hay que dejarlo abierto, se debe disponer una guardia para controlar el flujo desde el manifold del choke. También resulta conveniente programar la alarma de nivel en las piletas de inyección.

Muchas veces durante la reparación de un pozo en áreas con problemas de pérdida de circulación, la circulación a través del conjunto del BOP, con bombeo y retorno provenientes del mismo tanque, garantizará que el pozo permanezca lleno y que la columna de fluido no pierda nivel. Si se utiliza este sistema, se deben colocar alarmas para controlar pérdida y aumento en el tanque de circulación.

SURGENCIAS DURANTE EL PERFILAJE

Los inconvenientes de surgencias durante el perfilaje pueden ser el resultado del efecto de pistoneo de las herramientas de perfilaje en un pozo estrecho, de un pequeño flujo durante la sacada de la tubería, o del hecho de no monitorear correctamente el llenado de la tubería. El problema principal de las surgencias durante el perfilaje es que se les permite progresar, y se las suele descubrir, o se decide cerrar el pozo, cuando ya están bastante desarrolladas.

En todos los casos debemos tener en cuenta la utilización de un lubricador de cables. Un lubricador lo suficientemente largo como para abarcar las herramientas permitirá retirar la sarta de herramientas si se presenta una surgencia sin necesidad de cortar el cable para cerrar el pozo. El lubricador debe ser probado antes de correr las herramientas de perfilaje.

No obstante, con la tendencia actual de ensamblar varias herramientas en una sola carrera de perfilaje, se puede hacer muy difícil conseguir un lubricador de longitud adecuada.

SURGENCIAS DURANTE EL ENTUBADO

Las surgencias que ocurren en estos casos tienen las mismas características que las que ocurren durante las maniobra de bajada de sondeo. El factor más importante para recordar en estos casos es que como el personal está dedicado al entubado, no se dedica mayor tiempo a detectar una surgencia o a pensar en la necesidad de cerrar el pozo.

Cuando se está entubando, se detectará la surgencia por el hecho de que el flujo de lodo desplazado no se detiene durante el enroscado de los caños. El procedimiento correcto indica que se deben hacer ciertos cálculos en lo que respecta al desplazamiento del casing y de las cuplas. Se debe llevar un registro para comparar volúmenes de desplazamiento teóricos y reales, para determinar si se está desplazando mucho lodo y si los elementos de flotación funcionan en forma correcta. Si se detecta una surgencia se debe cerrar el pozo,



utilizando esclusas de casing o el preventor anular. Debe emplearse también un dispositivo para circulación con las conexiones apropiadas del equipo, para instalar y cerrar el diámetro interno del casing en caso de que el equipo de flotación no funcione, y para hacer circular la surgencia hacia el exterior.

El preventor anular se debe utilizar con precaución. La presión de cierre debe ser controlada de acuerdo a las especificaciones de presión de aplastamiento, sobre todo para casings de gran diámetro y débil grado de acero.

SURGENCIAS DURANTE LA CEMENTACIÓN DEL CASING

Las surgencias en estos casos se deben a la reducción de la presión de la columna de lodo. Las causas de esta reducción pueden ser que la lechada sea muy liviana, que haya pérdida de circulación, que la densidad de colchones sea menor que lo apropiado, o puede deberse a la mecánica del proceso de fragüe del cemento.

Al circular cemento, se debe monitorear el sensor de flujo para poder detectar cualquier incremento. Se deben monitorear los aumentos de volumen en las piletas, comparándolos con el volumen de cemento desplazado, para asegurarse así que el volumen de lodo desplazado es esencialmente igual al volumen de cemento bombeado.

Podemos tener otra complicación adicional: cuando el tapón superior hace tope de acuerdo a lo calculado, casi siempre se comienzan los procesos normales de desarmado de boca de pozo, y si se detecta un flujo, se lo atribuye a la expansión de fluidos por temperatura. Recordar que bajo ninguna circunstancia se debe desabulonar el BOP hasta que se haya descartado la posibilidad de una surgencia. Además tener en cuenta que si el pozo fluye no se pueden utilizar técnicas de circulación convencionales. Se deben considerar, en cambio, técnicas tales como inyección de fluido sin purga, inyección y purga o procedimientos volumétricos.

RESUMEN

Son muchos los pozos que se perdieron por errores humanos. Una mala evaluación, dotaciones inexpertas, la falta de procedimientos o el hecho de no aplicarlos, la falta de planificación, son todos factores de error humano.

Cuando es momento de cerrar el pozo, la decisión debe tomarse con rapidez y firmeza. No se debe perder el tiempo pidiendo una segunda opinión. El pozo gana impulso mientras se trata de decidir qué hacer. Ante la duda, lo mejor es cerrarlo. En comparación con los recursos, equipo y vidas humanas que están en juego, las pérdidas que implica tener el pozo cerrado son insignificantes.

Una vez que se toma la decisión del cierre, este debe hacerse rápidamente y de acuerdo a los procedimientos. Se han perdido pozos por no existir procedimientos o por no aplicarlos, lo que puede conducir a indecisiones y cursos de acción equivocados. Los procedimientos para el cierre del pozo se deben establecer, conocer, y seguir cuando llega el momento

Debe entrenarse a las dotaciones inexpertas en lo que respecta a los procedimientos correctos. Una vez entrenada la dotación, se deben realizar prácticas o simulacros para desarrollar experiencia en este trabajo. También realizar rotaciones para que todos estén familiarizados con las distintas responsabilidades ya que no siempre está toda la dotación presente, y en lo que respecta al control de pozos, todos deben conocer los procedimientos de cierre. Se deben realizar ejercicios por lo menos una vez por semana, o en cada pozo (a menos que los reglamentos establezcan otra cosa) para asegurar que todo el personal esté familiarizado con la operación.

Las dotaciones que evitan reventones son aquellas capaces de reconocer que el pozo está en surgencia, y que luego siguen el curso de acción apropiado para cerrarlo. Esto requiere entrenamiento, práctica y experiencia para reaccionar con rapidez y calma.



Se pueden encontrar presiones anormales en cualquier área en que los gradientes de presión sean más altos que lo normal. Las presiones altas se pueden desarrollar por varios motivos:

Formaciones sobrepresionadas como consecuencia de perforación sobrebalanceada o por un reventón subterráneo

Zonas y áreas sobrepresionadas por procesos de inyección, tales como inyección de vapor, agua o fuego, proyectos de inyección de CO2 o de gas.

Fractura de la formación de una zona a otra, ya sea por causas naturales o artificiales (fracturación excesiva)

Normalmente, las presiones que resultan más altas de lo esperado suelen tener su origen en información errónea o en pruebas deficientes durante la perforación, ensayo o terminación del pozo. Resulta evidente que pueden darse presiones superiores a lo esperado. Por lo tanto, se debe tratar a todos los pozos con respeto y precaución.

Finalmente, podemos concluir que la detección de surgencias es responsabilidad de todos. Se han perdido pozos por no haber alertado al perforador, al jefe de pozo y al representante de la compañía operadora de que existía la posibilidad de que el pozo estuviera fluyendo. Es importante conocer, y saber reconocer, las señales de surgencias. Cuando se presenta una o más de estas señales, tanto la dotación como el equipo se encuentran en peligro. Siempre se deben controlar estas señales para determinar si el pozo está surgiendo. Es posible que el cierre del pozo sea el paso siguiente.

Hay muchas formas de tratar una surgencia. Es crucial recordar que no hay ninguna actividad "segura". Las surgencias y los reventones ocurren en cualquier actividad. Aunque en algunas regiones el factor de riesgo es menor que en otras, el riesgo existe en alguna medida.

Todo aquello para lo que se está preparado, lo que se espera, lo que se anticipa; todo esto sirve para evitar problemas. Aquello para lo que uno no está preparado, lo que no se espera, lo que no se anticipa, resulta en pérdida de vidas humanas, de equipo y de propiedad. Siempre se debe esperar lo inesperado y se debe contar con un plan de acción adecuado.


4 - EL BOP Y SU CONJUNTO 4-1

Capítulo 4 - EL BOP Y SU CONJUNTO

ÍNDICE

TEMA PÁG.

El conjunto preventor de reventones (BOP)........................................ 4-3

Organización del conjunto del BOP..................................................... 4-3

Preventores anulares.......................................................................... 4-4

Preventores anulares de propósito especial............................ 4-6

Elementos empacadores (packer)...................................................... 4-7

Esclusas.............................................................................................. 4-7

Esclusas de tubería................................................................. 4-8

Esclusas ciegas (de cierre total).............................................. 4-9

Esclusas de corte..................................................................... 4-9

Esclusas ciegas/de corte......................................................... 4-10

Esclusas de diámetro variable................................................. 4-10

Mantenimiento preventivo........................................................ 4-11

Unidades acumuladoras de presión.................................................... 4-11

Requisitos de volumen............................................................. 4-13

Fluidos de carga de acumulador.............................................. 4-14

Precarga de nitrógeno............................................................. 4-14

Manifold de ahogo............................................................................... 4-16

Estranguladores.................................................................................. 4-18

Estrangulador fijo (portaorificio)............................................... 4-18

Estrangulador ajustable........................................................... 4-18

Estrangulador manual ajustable (válvula aguja)...................... 4-18

Estrangulador ajustable a control remoto................................ 4-19

Equipo de manejo de gas.................................................................... 4-20

Separadores de gas................................................................. 4-21

Desgasificadores..................................................................... 4-21

Válvulas de seguridad y flotadoras..................................................... 4-22

Válvula superior del vástago.................................................... 4-22

Válvula inferior del vástago...................................................... 4-23

Válvulas de seguridad / válvulas guía..................................... 4-23

BOP interno............................................................................. 4-23

Válvulas de contrapresión........................................................ 4-24

Instalación del conjunto de BOP......................................................... 4-25

Bridas y Aros............................................................................ 4-25



TEMA PÁG.

Centrado del conjunto de BOP................................................ 4-26

Conexiones del estrangulador y líneas de ahogo................... 4-26

Línea de llenado....................................................................... 4-26

Sensor de retorno de línea flujo........................................................... 4-26

Piletas o tanques................................................................................. 4-27

Medidor de volumen del fluido............................................................ 4-27

Tanque de maniobra (trip tank)................................................ 4-27

Totalizadores de volumen de fluido en las piletas................... 4-28

Detectores de gas............................................................................... 4-30

Sistemas Derivadores.......................................................................... 4-30

Rotador de Superficie (Top Orive)....................................................... 4-32

Cabeza rotativa (Power Swivel).......................................................... 4-32

Contadores de emboladas................................................................... 4-32

Manómetros........................................................................................ 4-33

Sistemas de alarma............................................................................. 4-33

Sistemas de información..................................................................... 4-34

Sistema de circulación........................................................................ 4-34

Resumen............................................................................................. 4-34



EL BOP Y SU CONJUNTO

EL CONJUNTO PREVENTOR DE REVENTONES (BOP)

Es una parte fundamental del equipo y debe resultar operativamente muy confiable. Este sistema consiste en un juego único de válvulas hidráulicas muy grandes con orificios de tamaño considerable, altos niveles de presión de trabajo y que además debe accionar con rapidez. Estas características definen ciertas limitaciones del sistema que la dotación debe conocer y observar con detenimiento.

ORGANIZACIÓN DEL CONJUNTO DE BOP

El Boletín RP53 del Instituto Americano del Petróleo (API) contiene el Código API que describe las posibles configuraciones aceptadas del conjunto de BOP.

Los códigos recomendados de los componentes del conjunto del BOP son los siguientes:

A = BOP tipo anular

G = BOP rotativa

R = preventor de esclusas simple con un juego de esclusas ciegas o de tubería, según criterio del operador.

Rd= preventor de esclusas doble con dos juegos de esclusas colocadas según criterio del operador.

Rt= preventor de esclusas triples con tres juegos de esclusas colocadas según criterio del operador.

S = carretel con conexiones laterales de salida tanto para el estrangulador como para la línea de ahogo de pozo.

M = Abreviatura de 1.000 psi de presión de trabajo nominal.

Los componentes mencionados se indican, leyendo de abajo hacia arriba, desde la pieza que se encuentra en la parte más alta del equipamiento permanente de la boca de pozo o desde el fondo del conjunto de BOP. Los conjuntos de BOP pueden ser identificados en su totalidad por simples denominaciones:

5M - 7 1/16 - RSRRA, 10M 13 5/8 = RSRRA, 10 M 18 3/4 – RRRRAA

El primero de los conjuntos anteriores de preventores tiene una presión de trabajo de 5.000 psi (350 kg/cm2), un diámetro de 7 1/16 pulgadas (179,3 mm) y presenta la distribución que aparece en la figura 1 "A".

La figura 1, según el Boletín RP53 de API que trata "Sistemas de equipamiento para preventores de reventones", muestra tres de las diversas configuraciones posibles para un conjunto con un anular y tres esclusas. Probablemente, el tema más importante relacionado con la organización del conjunto es determinar cuál es el peligro mayor que se puede presentar. En relación a este tema, es necesario considerar los siguientes puntos:

1. Los requerimientos para el conjunto deben establecerse sobre la base "de trabajo específico".

2. Ninguna de las tres figuras que se muestran resulta adecuada para una extracción de tubería, esclusa por esclusa, conforme a las reglas generales de extracción de tubería bajo presión. Para realizar una extracción esclusa por esclusa bajo presión, la configuración mínima necesaria debe ser RRSRA.

3. Las configuraciones "deseables" son infinitas, pero una cantidad mayor de esclusas hacen que el conjunto sea más pesado, más grande y más costoso, mientras que una cantidad



menor reduce la flexibilidad y la seguridad.

4. La constitución "óptima" del conjunto es aquella que resulte adecuada para un trabajo en particular y el área en cuestión. Además, se debe diseñar también tomando en cuenta el nivel de seguridad necesaria.

Considerando las operaciones para el control de pozos, la finalidad del conjunto del BOP es cerrar el pozo en la eventualidad de una surgencia, garantizando la mayor flexibilidad posible para las operaciones siguientes. Con este concepto podrá observarse que varias de las configuraciones posibles del conjunto pueden dar resultados satisfactorios. Los temas más preocupantes con respecto a las operaciones de control de pozo son algunas limitaciones inherentes al diseño o a la operación del conjunto, tales como presión, calor, espacio, economía, etc.

PREVENTORES ANULARES

Los preventores anulares, a veces denominados preventores tipo "bolsa", tipo "esféricos" o simplemente "Hydrill", son los dispositivos para control de la presión de cabeza de pozo más versátiles jamás elaborados. Se utilizan para cerrar sobre cualquier equipamiento tubular que se encuentre dentro del pozo y como cabezal lubricador para mover o extraer la tubería bajo presión. La mayoría de los preventores anulares modernos se cierran alrededor del vástago, los portamechas, la tubería de perforación, la columna de trabajo, el tubing, el cable de perfilaje o, en caso de emergencia, permiten el cierre total del pozo abierto.

Esta válvula preventora consta de un empaquetador circular de goma (packer), un pistón, un cuerpo y una tapa. Si se bombea fluido hidráulico hacia la cámara de cierre, este fuerza el pistón hacia arriba o hacia adelante, lo que origina que el packer se contraiga hacia adentro, disminuyendo su diámetro interior.

Figura 1. Diversos modos de disposición del conjunto



El diseño de la mayoría de los preventores anulares permite una presión de cierre máxima recomendada de 1.500 psi (105 kg/cm2). También podemos encontrar BOP anulares que poseen una cámara de presión máxima de trabajo de 3.000 psi (210 kg/cm2). Debe tenerse en cuenta que mover la tubería a través del preventor, a presiones de cierre elevadas, puede provocar desgaste y una falla temprana del packer. Es muy aconsejable entonces revisar el manual de fabricación para conocer las características necesarias de presión operativa de los distintos preventores, y para saber cuál debe ser la presión de cierre recomendada, esto teniendo en cuenta la presión del pozo y el tamaño de la tubería en uso. Importante recordar que el packer debe ejercer una presión de cierre suficiente en la tubería para sellarla, pero que no resulte excesiva para que el mismo no se dañe.

El empaquetador de goma que se encuentra en el preventor anular y lo hace flexible constituye la parte crítica de la válvula preventora y puede destruirse por un mal uso. Uno de los principales problemas que se puede presentar es la aplicación de una presión de accionamiento sobre el preventor anular que resulte inadecuada por lo excesiva, lo cual puede provocar una falla en la goma empaquetadora. En general, para mover la tubería, la presión regulada para un preventor anular debe rondar los 800 psi (56 kg/cm2). Una presión de cierre mínima mantendrá al packer en buen estado.

No obstante que el preventor anular puede cerrar sobre una multitud de tuberías y formas, sólo debe probarse utilizando el cuerpo de la columna de trabajo presente. En algunas ocasiones un sello en particular puede resultar necesario; tal es el caso cuando se cierra alrededor de un cable de perfilaje o del vástago o cuando hay gas H2S. Tener en cuenta que estas operaciones excepcionales pueden provocar la reducción del período útil del packer. Al utilizar el preventor anular, no se deben escatimar esfuerzos para aplicar la menor presión posible.

Figura 2 - Preventor Anular Hydril Tipo "GK"

La cantidad de fluido hidráulico necesario para cerrar un preventor anular es mayor que para



cerrar una esclusa de tubería. En consecuencia lleva más tiempo cerrar un anular que una esclusa. Tener en cuenta que presiones de cierre más elevadas, líneas de accionamiento de mayor diámetro o reguladores más grandes no implican una mejora del tiempo de cierre. Se puede optimizar el funcionamiento del preventor anular del equipo si se toman los siguientes recaudos:

Almacenar los empaquetadores en lugares fríos, secos y oscuros, manteniéndolos lejos de los motores eléctricos.

No aplicar nunca mayor presión que la necesaria en la unidad de cierre, en particular al mover la tubería.

No es materia fácil mantener un buen control de calidad sobre los elementos grandes de "caucho" tales como los empaquetadores anulares. Probar el empaquetador cuando se lo coloca en el preventor, tal como lo requieren las normas de funcionamiento y conforme a las disposiciones gubernamentales.

Revisar el manual de fabricación para obtener datos relacionados con el funcionamiento del preventor anular en uso. Se pueden encontrar importantes diferencias de datos de acuerdo al tipo de preventor anular.

Cabe destacar que los empaquetadores de los preventores anulares pueden partirse para facilitar la remoción y colocación cuando no es posible sacar del pozo el vastago o la barra de sondeo. En ocasiones pueden adquirirse de la fábrica ya partidos. Los obturadores pre-partidos son muy convenientes en caso que el preventor anular vaya a usarse para la extracción de tubería.

Preventores anulares de propósito especial

Los fabricantes de equipos de BOP poseen una gran variedad de preventores tipo anular de propósito especial. En general, la función específica de cada uno se reconoce por su denominación, a saber: BOP rotativas, escurridores (stripper) de tubería, escurridores de cables de perfilaje, escurridores de varillas, prensaestopas y cabezas de circulación.

Estos equipamientos permiten la extracción o rotación de la tubería, del cable de perfilaje o de las varillas de bombeo y cumplen la función a la que su nombre hace referencia, mientras el pozo se encuentra bajo presión. La goma es lo suficientemente flexible como para expandirse y contraerse de manera de adecuarse al tamaño y forma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras se mantenga la flexibilidad, es importante asegurarse de que las uniones de tubería (Cuplas), los portamechas y otras conexiones se extraigan lentamente para evitar una falla prematura del empaquetador.

Figura 3 - BOP Rotativa



Por lo general, estos preventores reemplazan al preventor anular estándar. Se accionan en forma manual, hidráulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que se encuentra siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Además, muchos modelos están equipados con alojamiento para cuñas.

ELEMENTOS EMPAQUETADORES (PACKER)

Los empaquetadores o elementos selladores, tanto de los preventores anulares como de los de tipo esclusa se presentan en diferentes medidas y presiones nominales. Se fabrican de un caucho de alta ductilidad o de un material tipo caucho que, por lo general, se moldea alrededor de una serie de lengüetas de acero, las cuales fortalecen y refuerzan el material utilizado.

El empaquetador puede estar fabricado de una multitud de compuestos. Los más comunes son el caucho natural, caucho nitrilo (buna-n) o neopreno. Estos compuestos están preparados para diferentes situaciones tales como: frío intenso, gas agrio y medio ambientes corrosivos. Siempre consultar al fabricante para la selección correcta del packer. Normalmente deben guardarse en lugares cerrados sin exposición a la luz.

ESCLUSAS

La esclusa de tubería es el componente básico del BOP. Su confiabilidad se debe en parte a la simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su diseño. La esclusa consiste en un bloque de acero que se recorta de manera de adecuarse al tamaño de la tubería alrededor de la cual va a cerrarse. En el recorte de cierre, se encuentra una empaquetadura de caucho autoalineable. Además, existe otro empaquetador de caucho similar (sello superior) en la parte de arriba de la esclusa que sella la parte superior contra el cuerpo del preventor y así aísla la presión del espacio anular.

Este tipo de esclusas vienen en diferentes medidas y presiones nominales. Hay muchas clases de esclusas fabricadas a pedido, que se diseñan para usos específicos o para distintos tipos de equipo. Los BOP de esclusas pueden consistir desde juegos manuales simples de un solo juego de esclusas a conjuntos de múltiples esclusas. Si es de esclusa simple puede tener un vástago pulido que se cierra al hacer girar las manijas que se encuentran a cada lado, y permite atornillar las esclusas hacia adentro y alrededor de la tubería. Pueden encontrarse conjuntos complejos de múltiples esclusas alojados en un único cuerpo y se operan por control remoto de presión hidráulica.

Figura 4 - Empaquetador



Figura 5 - BOP de esclusas

Las esclusas de la mayoría de los sistemas de BOP se cierran a través de pistones hidráulicos. El vástago del pistón lógicamente debe estar aislado de la presión del pozo. Esto se logra por medio de sellos. Algunas esclusas también tienen un sello auxiliar plástico que puede energizarse para sellar sobre el vástago del pistón en caso de falla del sello principal.

Algunos sistemas de cierre de BOP de esclusa emplean un accionador tipo tornillo para cerrar el preventor. No obstante, las normas establecen que los sistemas de BOP deben funcionar por sistema hidráulico. En caso de fallar este sistema, la mayoría de las esclusas no pueden cerrarse en forma manual, salvo que estén equipadas con un sistema hidráulico de traba de esclusa. Una vez cerrados, la mayoría de las esclusas pueden ser aseguradas por sistemas de cierre hidráulicos o manuales (volante).

En su mayor parte las esclusas están diseñadas de manera de permitir sellar la presión que proviene solamente del lado inferior. Esto significa que, al colocarla en posición invertida, la esclusa no va a trabajar adecuadamente y no va a mantener la presión. Tampoco se podrá probar la presión desde el lado superior. Por consiguiente, debe tenerse muchísimo cuidado al armar un conjunto. El nombre del fabricante debería figurar en la parte superior en posición normal.

Esclusas de tubería

Las esclusas de cierre sobre tubería están preparadas para tal fin. La limitación fundamental de una esclusa de tubería es el recorte de medio círculo en su cuerpo. La finalidad del recorte es poder cerrar con un buen sellado alrededor de una tubería de diámetro determinado.



Las guías son una gran ayuda para centrar la tubería. El recorte en el cuerpo se adapta adecuadamente a la circunferencia de la tubería. Si bien puede cerrarse alrededor de una tubería con una pequeña conicidad, no se cerrará alrededor de una unión de tubería sin dañarla o dañar la cara de cierre de la esclusa. Debe observarse mucha prudencia al cerrar una esclusa cuando se encuentre cerca de una unión.

Esclusas de cierre total

Una clase especial de esclusa de tubería son las esclusas ciegas ó de cierre total, que no presentan el recorte de tubería en el cuerpo. Las esclusas ciegas cuentan con elementos empaquetadores de buen tamaño y están diseñadas para cerrar sobre el pozo abierto. Cuando se prueban, debe hacerse a la máxima presión de trabajo.

Esclusas de corte

Otra clase de esclusa de tubería son las esclusas de corte que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares (tubing, barras de sondeo, portamechas, etc.). De acuerdo al tipo de esclusa de corte y del tubular a cortar, serán necesarias presiones más elevadas que las reguladas normalmente. Para ello resultarán imprescindibles potenciadores hidráulicos.

Dado que las esclusas de corte tienen tolerancias de cierre pequeñas, en el momento de probar su funcionamiento, no deben cerrarse bruscamente haciendo uso de una presión elevada, sino a través de una presión reducida de aprox. 200 psi (14 kg/cm2). Cuando se prueban las esclusas de corte, el material de la empaquetadura se extruye. Por lo tanto, considerando que el volumen de la empaquetadura de estas esclusas es pequeño, una reducida cantidad de ensayos de presión pueden llevarse a cabo sin afectar la capacidad de sello. No efectuar ensayos de presión de las esclusas de corte que no sean necesarios

Figura 8 – Esclusa de corte

Figura 6 – Esclusas de tubería

Figura 7 – Esclusas de tubería



Esclusas ciegas/de corte

Las esclusas ciegas/de corte combinan las ventajas de las esclusas ciegas o de cierre de pozo abierto con las de cortadoras. Tienen la ventaja adicional de cortar la tubería para luego proceder a sellar la abertura del pozo. Otra condición favorable de las esclusas ciegas/de corte es el espacio que se gana al utilizar un solo juego, en lugar de dos, para realizar las tareas necesarias.

Esclusas de diámetro variable

.Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan sobre distintos diámetros de tuberías o vástagos hexagonales. También pueden servir como esclusa primaria para un diámetro de tubería y de reserva o alternativo para otro diámetro distinto. En aquellos pozos con columnas de diámetro combinados y en los que el espacio resulta muy importante, pueden utilizarse esclusas de diámetro variable.

El empaquetador contiene inserciones de acero reforzadas muy similares a las del empaquetador del BOP anular. Estas inserciones rotan hacia adentro al cerrar las esclusas; logrando de esta manera que el acero provea el soporte necesario para que el caucho que selle adecuadamente la tubería.

En los ensayos estándar de fatiga, las empaquetaduras (gomas) de esclusas de diámetro variable se desempeñan en forma comparable a los empaquetadores de esclusa de tubería. Las esclusas de diámetro variable resultan adecuadas para servicio con gas H2S.

Fig. 9 – Esclusas de diámetro variable



Diámetro de preventores (en pulgadas) (en milímetros)

Variación del tamaño de la tubería (en pulgadas) (en milímetros)

(7 1/16) 179,38 (2 7/8 - 2 3/8) 73 - 60,3

(7 1/16) 179,38 (3 1/2 - 2 3/8) 88,9 - 60,3

(7 1/16) 179,38 (4 - 2 7/8) 101,6 - 73

(11) 279,4 (2 3/8 - 3 1/2) 60,3 - 88,9

(11) 279,4 (5 - 2 3/8) 127 - 60,3

(11) 279,4 (5 - 27/8) 127 - 73

(13 5/8) 346 (5 - 2 7/8) 127 - 73

(13 5/8) 346 ( 5 1/2 - 3 ½) 139,7 - 88,9

(13 5/8) 346 (6 - 3 ½) 152,4 - 88,9

(13 5/8) 346 (6 5/8 - 5) 168,2 - 127

(16 ¾) 425,4 (5 - 2 7/8) 127 - 60,3

(16 ¾) 425,4 (7 - 3 ½) 177,8 - 88,9

(18 3/4) 476,2 (5 - 2 7/8) 127 - 73

(18 3/4) 476,2 (5 - 3 ½) 127 - 88,9

(18 3/4) 476,2 (7 5/8 - 3 1/2) 193,6 - 88,9

Mantenimiento preventivo

La mayor parte de las esclusas de los preventores cierran en forma normal con una presión de 1.500 psi (105 kg/cm2), lo cual es una buena regla que no debe modificarse arbitrariamente. Debe evitarse probar el funcionamiento de las esclusas de tubería sin haber colocado, previamente en los preventores, la tubería del tamaño correspondiente, para no causar daños.

En el momento de cambiar las empaquetaduras de las esclusas, recordar que la mayoría de los problemas surgen por cierres y sellos de bonete o compuerta inadecuados. Aprovechar el momento para inspeccionar y reemplazar estos sellos todas las veces que sea necesario.

Considerando que tanto las barras de sondeo como el tubing pueden moverse a través en las esclusas accionadas, es necesario entonces disminuir la presión de cierre hasta los 200 o 300 psi (14 - 21 kg/cm2) para reducir el desgaste en la superficie de la empaquetadura. Dado que la presión de accionamiento de las esclusas de tubería resulta reforzada por la acción de la presión del pozo y que las esclusas de cierre tienen diferentes tamaños, resulta necesario entonces regular la presión de operación de acuerdo con las instrucciones del fabricante. De cualquier manera debe minimizarse el movimiento de la tubería a través de las esclusas de tubería, en particular los cambios bruscos en la dirección de movimiento.

UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESIÓN

Los BOP para equipos de perforación rotativos aparecen a principios del siglo 20. No obstante, recién en la década del 50 se lograron buenos métodos de cierre de preventores. Las unidades más antiguas de BOP utilizaban un sistema manual del tipo de cierre a tornillo, que lógicamente estaban casi siempre engranados manuales. Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo más rápido posible para evitar una surgencia mayor. En general, los accionamientos manuales son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden permitir mayores volúmenes de entrada de fluidos.



Anteriormente se han probado bombas de inyección, de aire y bombas hidráulicas del equipo como unidades de cierre, y todos han dado resultados poco satisfactorios. Los sistemas de acumuladores hidráulicos son las primeras unidades de cierre en dar buenos resultados. La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, confiable y práctica de cerrar los BOP en caso de surgencia.

Considerando la importancia del factor confiabilidad, los sistemas de cierre poseen exceso de volumen de fluido hidráulico y bombas suplementarias, lo mismo que sistemas de reserva.

Actualmente, el equipo estándar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidráulico o en una mezcla especial de productos químicos y agua que se almacena en botellones o cilindros de acumulador a 3.000 psi (210 Kg/cm2). Una cantidad adecuada de fluido se almacena bajo presión para que todos los componentes del conjunto de BOP puedan funcionar con la presión necesaria y mantener siempre una reserva de seguridad. Las bombas instaladas para recargar el accionador arrancan automáticamente al disminuir la presión.

En condiciones ambientales muy frías, debe tenerse cuidado de que la temperatura del sistema acumulador no llegue a bajo cero, ya que los elementos de caucho que se encuentran en su interior, tales como las cámaras, pueden cristalizarse y reventar.

Fig. 10 - Acumulador

Figura 11 – Panel de control remoto



Cada treinta días ó en cada pozo, debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema básico del acumulador. El programa de treinta días, que se menciona a continuación, es una guía que puede resultar insuficiente para algunas operaciones. Para el mantenimiento del acumulador maestro, es necesario:

1. Limpiar y lavar el filtro de aire. 2. Llenar el lubricador de aire con aceite SAE 10 (o el que se especifique). 3. Verificar el empaque de la bomba de aire. El mismo debe estar prudentemente flojo

para que el vástago se lubrique, pero no tanto como para que gotee. 4. Controlar el empaque de la bomba de accionamiento eléctrico. 5. Desmontar y limpiar los filtros de succión, colocados en las bocas de succión de las

bombas de aire y eléctrica. 6. Chequear el nivel de aceite del cárter de la cadena de rodillos de la bomba eléctrica, el

cual debe estar siempre lleno de aceite adecuado (si es de transmisión a cadena). Controlar que en el fondo del cárter no haya agua.

7. Controlar el volumen de fluido en el reservorio hidráulico que debe mantenerse en nivel operativo (entre dos tercios y tres cuartos).

8. Desmontar y limpiar los filtros hidráulicos de alta presión. 9. Lubricar las válvulas de cuatro vías (válvulas operativas), utilizando un alemite de

grasa que existe en el brazo de la armadura de montaje y una copa engrasadora para el vástago del émbolo

10. Limpiar el filtro de aire de la línea del regulador. 11. Verificar la presión de precarga de los botellones individuales del acumulador (la

lectura debería rondar los 900/1100 psi [63 – 77 kg/cm2]).

Requisitos de volumen

El volumen del acumulador debe ser suficiente para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos estándar para calcular el volumen necesario. Por ejemplo, la norma RP 16E de API detalla los cálculos matemáticos a realizar para calcular el volumen mínimo API. El M.M.S. (Servicio de Administración de Minerales) requiere una vez y media más del volumen necesario para cerrar y mantener cerradas todas las unidades de BOP con una presión mínima de 200 psi (14 kg/cm2) por sobre la presión de precarga. Dado que es mejor tener más que el volumen mínimo requerido, la mayoría de los operadores y contratistas prefieren, por precaución, usar un factor de tres veces el volumen requerido para cerrar todo lo que encuentre en la columna. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema acumulador de manera de poder operar la columna y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno.

Una rápida estimación de un sistema típico de 3.000 psi (210 kg/cm2) se realiza utilizando la mitad del volumen de los botellones del acumulador. Los cálculos demuestran que aproximadamente la mitad del volumen total de los botellones puede utilizarse antes de que la presión disminuya hasta llegar a los 200 psi (14 kg/cm2) por sobre el nivel de precarga. (Un botellón de acumulador de 20 galones (75,7 l) tiene un volumen aprovechable de aprox. 10 galones (37,8 l). En general, los de tipo esfera de mayor tamaño tienen un volumen de 80 galones (302,8 l) y un volumen aprovechable de 40 galones (151,4 l).

Ejemplo

Requerimientos estimativos de volumen del acumulador, utilizando un factor de cierre de 1,5:

Preventor anular Hydrill GK 13 5/8 (346 mm.) para cerrar = 17,98 gal ( 68,06 l)

(3) Esclusas Cameron Tipo U 13 5/8 (346 mm) para cerrar

5,8 galones (21,95 1) x 3 juegos de esclusas = 17,40 gal ( 65,86 l)

TOTAL = 35,38 gal (133,92 l)



Requerimiento del acumulador (factor de cierre de 1,5) = 35,38 galones (133,92 l) x 1,5 = 53,07 galones (200,89 l) aprovechables. Este valor se redondea al múltiplo de 10 más inmediato en galones y se obtiene un total de 60 galones (227 l) de fluido aprovechable. Luego multiplicar por 2 para obtener el 100% de fluido total.

Del ejemplo precedente surge que se necesitan seis botellones de 20 galones (75,7l) o esferas o alguna combinación, lo que daría un resultado total mínimo de 60 galones (227,7) de fluido aprovechable. Siempre que se utilice un sistema acumulador que no sea el de 3000 psi (210 kg/cm2) o sea necesario seguir requerimientos exactos, deberán realizarse, en forma precisa, los cálculos adecuados.

Fluidos de carga de acumulador

El aceite hidráulico posee las características necesarias para ser empleado en el acumulador ya que es un lubricante anti-corrosivo, anti-espumoso y resistente al fuego y condiciones climáticas adversas. Además, debe impedir que se resquebrajen los elementos selladores de caucho. También puede dar resultado una mezcla de agua dulce y "aceite soluble" con agregados para bajas temperaturas. Esta mezcla puede tener algunas ventajas: es menos costosa y no es contaminante; por ello, se prefiere esa mezcla antes que el aceite hidráulico.

En climas templados, pueden acumularse en el sistema bacterias, algas y hongos; por ello se agregan productos químicos para impedir el desarrollo de estos organismos de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.

Recordar que el uso de aceites inadecuados o aguas corrosivas puede dañar el acumulador y los elementos de cierre del conjunto de BOP.

Precarga de nitrógeno

Un factor operativo importante en el acumulador es la precarga de nitrógeno de 1.000 psi (70 kg/cm2) en los botellones. Si se da la circunstancia de que los botellones pierdan la carga por completo, no podrá almacenarse ningún fluido adicional bajo presión. Por lo tanto es necesario mantener la carga en los botellones cerca de los 1.000 psi de presión operativa de precarga. El nitrógeno tiende a escaparse con el tiempo en un proceso varia de botellón a botellón. La carga de cada uno de ellos en el banco debe verificarse y registrarse en cada uno de los pozos.

El procedimiento para controlar la precarga de los acumuladores es el siguiente:

1. Cortar el paso de aire a las bombas de aire y de energía a las bombas eléctricas.

2. Cerrar la válvula de cierre del botellón.

3. Abrir la válvula de purga y purgar el fluido hacia el reservorio principal.

4. La válvula de purga debe permanecer abierta hasta verificar la precarga

5. Retirar la protección de la válvula de precarga del botellón del acumulador. Enroscar el conjunto de carga y medición. Abrir la válvula de precarga. Controlar la presión de precarga. El medidor debe proporcionar una lectura de 1.000 psi (70 kg/cm2) (entre 900 y 1.100 psi (63 y 77 kg/cm2)). Purgar en caso que la presión sea excesiva o recargar con nitrógeno hasta lograr la presión adecuada si se da el caso que la presión fuera baja. Cerrar la válvula de precarga. Retirar el conjunto de carga y medición. Volver a colocar la protección.

6. Abrir la válvula de cierre del botellón.

7. Volver a conectar aire y energía. La unidad debe recargarse automáticamente.

Este procedimiento es aplicable a una unidad de cierre típica. Pueden ocurrir variaciones con equipo y operaciones especiales. Por ejemplo, las columnas submarinas de BOP incluyen botellones de acumulador. La precarga de estos botellones de aguas profundas es:



presión hidrostática del agua de mar más 1.000 psi, más un margen de seguridad por filtraciones o temperaturas inadecuadas.

ACUMULADOR TIPO SEPARADOR (VEJIGA) PARA 3000 PSI (210 kg/cm2)

ELEMENTO DESCRIPCIÓNConjunto botellón acumulador completo

1 Protección de válvula 2 Válvula a rosca 3 Conjunto de cámara (vejiga) y válvula de gas 4* Botellón (cilindro) 5 Tapa de válvula 6 Núcleo de válvula 7 Válvula de asiento 8 Resorte 9 Anillo anti-extrusión 10 Arandela 11 Espaciador 12 Pistón 13* Conjunto del tapón obturador 14 O-ring del tapón 15 Tuerca seguro 16 Tuerca de detención

CONJUNTO DE CARGA Y MEDICIÓN

ELEMENTO DESCRIPCIÓN

Conjunto completo de carga y medición

1 Válvula 2 Adaptador 3 Manómetro 4 Válvula botellón 5 Conexión de cabeza giratoria 6 Manguera 7 Acoplador 8 Tuerca 9 Válvula de purga 10 Casquíllo del prensaestopas 11 Conjunto del manómetro

Nitrogen bottle = Cilindro de nitrógeno

Figura 12 – Botellón acumulador de nitrógeno



MANIFOLD DE AHOGO

El manifold de ahogo es imprescindible para efectuar la circulación desde el conjunto del BOP bajo una presión controlada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores o reparar las válvulas.

Figura 13 Manifold de Ahogo

El boletín API RP 53 3.A.3 incluye una descripción del manifold de ahogo y recomendaciones para su diseño e instalación. Las recomendaciones establecen:

1. Un equipamiento de múltiples entradas y salidas acorde a la presión del pozo y/o de bombeo, que debe contar con una presión de trabajo por lo menos igual a la presión de trabajo nominal de los BOP que se estén utilizando. El equipamiento debe probarse una vez instalado para verificar que sus presiones sean iguales a la presión nominal del conjunto del BOP.

2. Los componentes deben seguir las especificaciones aplicables API para soportar la presión, temperatura, abrasión y corrosión de los fluidos de formación y de perforación previstos.

3. Para presiones de trabajo de 3M (210 kg/cm2) o superiores, se deben utilizar conexiones a bridas, soldadas o tipo grampa (clamp) para los componentes sujetos a la presión del pozo.

4. El estrangulador múltiple debe colocarse en un lugar de fácil acceso, fuera de la subestructura del equipo.

5. La línea al estrangulador (que conecta el conjunto del BOP al estrangulador múltiple) y las líneas corriente abajo del estrangulador deben:



Ser lo más rectas posible; si fueran necesarias curvas, deberán diseñarse y protegerse adecuadamente.

Estar perfectamente ancladas para impedir movimientos bruscos o vibraciones. Tener un orificio del tamaño necesario para evitar erosión excesiva o fricción de

fluido: El tamaño mínimo recomendado para las líneas del estrangulador es de 3 pulgadas

(76,2 mm) de diámetro nominal (para instalaciones Clase 2M (140 kg/cm2), se consideran aceptables los diámetros nominales de 2 pulgadas (50,8 mm)).

El tamaño mínimo recomendado para las líneas de ventilación corriente abajo de los estranguladores es de 2 pulgadas (50,8 mm) de diámetro nominal.

En el caso de operaciones de volúmenes elevados y de perforaciones con aire o gas, se recomiendan líneas de diámetro nominal de 4 pulgadas (101,6 mm) o superiores.

6. Deben conformarse derivaciones alternativas para el flujo y hacia el quemador corriente abajo de la línea del estrangulador para poder aislar las partes erosionadas, taponadas o defectuosas y eventualmente poder repararlas sin interrumpir el control del flujo.

7. Deben tomarse en cuenta las propiedades de los materiales utilizados en las instalaciones que quedaran expuestas a temperaturas muy bajas.

8. La línea de purga (línea de venteo) debe tener al menos el mismo diámetro que la línea al estrangulador. Esta línea permite la circulación en el pozo con los preventores cerrados mientras se mantiene un mínimo de contrapresión. Además, permite la purga de un gran volumen de los fluidos del pozo para aliviar la presión en el casing estando los preventores cerrados.

9. Aunque no aparece en las ilustraciones típicas de un equipo, a veces se instala un colector corriente abajo de los estranguladores con el fin de derivar juntas a las líneas de salida. Al utilizar un colector debe tomarse la precaución de poder aislar el elemento que falla o esté en malas condiciones sin interrumpir el control del flujo.

10. Los manómetros a instalar deben ser adecuados para soportar fluidos abrasivos, y lograr que las presiones en el tubing o la tubería de perforación puedan leerse con facilidad en el lugar donde se llevan a cabo las operaciones para el control de pozo.

11. Dado que todas las válvulas del estrangulador múltiple pueden verse afectadas por la erosión ocasionada por el control de pozo, deben ser de paso pleno y diseñadas para la operación con elevadas presiones y servicio con fluidos abrasivos. Se recomienda colocar dos válvulas de paso pleno entre el conjunto de BOP y la línea al estrangulador en instalaciones con presiones nominales de 3M (210 kg/cm2) o superiores.

12. Para presiones de trabajo nominales de 5M (350 kg/cm2) o superiores, se recomienda lo siguiente:

Unas de las válvulas del punto 11 debe funcionar a control remoto. Debe instalarse un par de válvulas inmediatamente corriente arriba de cada

estrangulador. Debe instalarse por lo menos un estrangulador a control remoto. Si se prevé usar el

estrangulador durante un tiempo prolongado, deberá instalarse otra válvula de características similares.

13. Todos los estranguladores, válvulas y tuberías deben ser para servicio de H2S.



ESTRANGULADORES

El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un método de control del caudal de flujo y de la presión de pozo.

Lógicamente los estranguladores utilizados para el control del pozo -estranguladores de lodo- tienen un diseño diferente de los de producción de gas y petróleo. Esto se debe a que el estrangulador de producción no está preparado para soportar el fluido abrasivo que sale a la superficie durante una surgencia de pozo. Mientras que para algunos controles de pozo se utilizan estranguladores ajustables convencionales (manuales) (válvula aguja manual), en la mayoría de los controles de presión se utilizan estranguladores ajustables a control remoto.

Figura 14 - Estrangulador fijo (Portaorificio)

Estrangulador fijo (portaorificio)

Los estranguladores pueden ser fijos o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienen un alojamiento portaorificio en su interior para permitir la instalación o cambio de orificios calibrados.

Estrangulador ajustable

Los estranguladores ajustables pueden variar el tamaño del pasaje y ser de accionamiento manual o remoto.

Estrangulador manual ajustable (válvula aguja)

El estrangulador manual ajustable es el tipo básico. Posee un vástago (aguja) y un asiento cónico. A medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye el espacio anular restringiendo el paso del fluido. Lógicamente esto produce una mayor "contrapresión" en el pozo.

Frecuentemente este tipo de estrangulador es una parte del equipo de control de pozo que no se toma muy en cuenta. Sirve como estrangulador de soporte, y muchas veces como estrangulador principal para muchas operaciones. Se verificar su funcionamiento y correcta lubricación en forma periódica conforme a la reglamentación en vigencia.



Figura 15 - Estrangulador Manual Ajustable

Estrangulador ajustable a control remoto (choke hidráulico)

Tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador desde la consola, por ello los estranguladores ajustables a control remoto son los preferidos en operaciones de perforación y en trabajos con presión. Los fabricantes más comunes son Cameron y Swaco.

Por ejemplo el estrangulador Cameron se ofrece en modelos de 5.000 a 15 000 psi (350 a 1050 kg/cm2), adecuados para servicio con H2S. Utiliza un vástago que se mueve acercándose y alejándose de una compuerta de estrangulamiento cónica. La abertura plena es normalmente de dos pulgadas (50 mm), esto es cuando el vástago está fuera de la compuerta. El mecanismo de apertura consiste en un cilindro de doble acción operado por presión hidráulica desde la consola. Existen otros fabricantes de estranguladores de diseño muy similar al Cameron.



Figura 16 - Estrangulador Hidráulico SWACO

El Súper Estrangulador SWACO se presenta por lo general en modelos de 10.000 (700 kg/cm2) a 15.000 psi (1050 kg/cm2). El estrangulador de 10.000 psi puede ser para servicio normal o para H2S.

La característica de este tipo de estrangulador es que utiliza dos placas de carburo de tungsteno solapadas, cada una con una abertura de media luna que rotan adentro y afuera de la línea. La apertura total se produce cuando las dos media lunas están en línea con una abertura levemente inferior al área de 2 pulgadas (~50 mm) que se logra con los estranguladores de orificio ajustable. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción que manejan un piñón y cremallera que gira la placa superior del estrangulador. La presión hidráulica se provee desde el panel del estrangulador. Ambos estranguladores tienen paneles de operación que muestran: posición del estrangulador, contadores de emboladas, manómetros de presión de sondeo y casing, válvula de posición y una bomba para la operación hidráulica.

Las limitaciones básicas aplicables a ambos tipos son que el estrangulador no es de utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder presión el manómetro y tener los contadores de bomba desconectados. Por lo menos una vez por semana debe utilizarse el estrangulador y verificar la operación del panel, esto es para minimizar los inconvenientes mencionados.

EQUIPO DE MANEJO DE GAS

Es una parte fundamental del equipo de control de pozo. La ausencia de este equipo dificultaría las operaciones de control de pozos, y las haría peligrosas debido a la acumulación de gas en el lugar de trabajo. Obviamente la finalidad del equipo de manejo de gas es remover los grandes volúmenes de gas que podrían generar mezclas explosivas al combinarse con el aire.



Separadores de gas

Los separadores atmosféricos de gas son la primera línea de defensa contra el gas en el lugar del equipo. Un separador de gas es un recipiente simple con aberturas conectado al final del manifold o línea de estrangulación justo antes de la entrada del fluido a la pileta.

Dado que la mayor parte del gas que acompaña a una surgencia se separa del fluido después del estrangulador, el separador de gas permite que el gas que se separa del fluido salga del sistema y gravite o sea expulsado hacia la línea de quemado. Los diseños varían desde un simple cilindro con aberturas que se utiliza con la mayoría de los manifolds a los más complejos separadores que se operan por flotadores.

Si estamos utilizando fluidos sin sólidos el separador de gas o golpeador resulta suficiente. La baja viscosidad de los fluidos libres de sólidos permite la separación del gas bajo presión atmosférica. En cambio, con fluidos viscosos un separador de gas resulta insuficiente.

El término que designa la sobrecarga de este equipo es desborde, lo que se produce por incremento de presión dentro del separador y consiguiente desplazamiento de fluido en el tubo de descarga, ocasionando el ingreso de gas a las piletas. Debe controlarse la presión dentro del separador de gas cuando el gas está en superficie para mantenerla dentro de valores que eviten esta sobrecarga y reduzcan el riesgo de ruptura del recipiente.

Desgasificadores

El desgasificador tiene una limitada capacidad para manejar volúmenes de gas; no obstante al ser bajo el volumen de gas entrampado en el fluido, normalmente el desgasificador es suficiente. Si la viscosidad del fluido fuera alta, o el fluido estuviera contaminado, el gas no podría separarse libremente.

Los degasificadores separan el gas del fluido mediante una cámara de vacío, una cámara presurizada, un rociado centrífugo, o una combinación de estos diseños. El tipo más común de desgasificador es el tanque de vacío o bomba de rociado; no obstante existen muchas clases de degasificadores, algunos de las cuales tienen funciones combinadas. Los tres tipos más comunes son los degasificadores SWACO y Welco con sistema de vacío y el Drilco Seeflo con sistema de bomba.

Los degasificadores no requieren demasiado mantenimiento. Cuando se utiliza una bomba de vacío, la trampa de agua adelante del compresor debe vaciarse diariamente.

En términos generales los desgasificadores de vacío son más efectivos cuando se trabaja con lodos de alta viscosidad donde es difícil extraer el gas. En cualquier operación de desgasificación, el tiempo de transito y los requisitos de energía de extracción son proporcionales a la viscosidad del lodo y las fuerza de gelificación.



Figura 18 Desgasificador

VÁLVULAS DE SEGURIDAD Y FLOTADORAS

Una válvula para poder cerrar la tubería es una parte básica del equipamiento de control de pozo. Este equipamiento para cierre de tubing o barra de sondeo incluye válvulas de seguridad, válvulas flotadoras y BOPs interiores. Todas estas válvulas son operadas por la dotación de boca de pozo. Por lo tanto es fundamental que el encargado de turno y el jefe de equipo se aseguren que la dotación comprende las reglas básicas para la operación y mantenimiento de este equipo.

Válvula superior del vástago

Figura 19 - Válvula Superior ó Inferior del Vástago



La válvula superior del vástago es una parte común y reconocida del mismo. La figura muestra una válvula superior de tipo esférico. Otras son de charnela, o tapón. El objetivo principal de la válvula superior del vástago es proteger el manguerote del vástago, la cabeza de inyección y el equipamiento de superficie de la alta presión del pozo. Generalmente se prueba a presión esta válvula cuando se ensaya la columna de BOP. El mantenimiento requerido para la válvula del tapón superior es mínimo.

Válvula inferior del vástago

La válvula inferior del vástago es una válvula de apertura plena que se utiliza como reserva de la superior. Nos permite remover el vástago cuando la presión está en la tubería. En muchos equipos es común utilizar la válvula inferior como válvula economizadora de fluido o "lodo". El uso continuo de la válvula inferior tiene varias ventajas. La válvula se opera en cada conexión de modo de mantenerla libre y en buenas condiciones de funcionamiento. No obstante en algunos equipos se han registrado engranamiento de las roscas de la válvula por el uso continuo. Esto puede ser eliminado con el uso de un sustituto.

Válvulas de seguridad ó válvulas guía

Además de las válvulas en el vástago, es necesario mantener en el equipo otra válvula de seguridad de apertura plena. Esto medida es precautoria, si ocurriera una surgencia durante la bajada, esta válvula debe estar disponible para instalarse de inmediato. Lo cual significa que deberá estar a mano, en un lugar de fácil alcance, en posición abierto y la llave para cerrarla deberá estar en un lugar visible y de fácil acceso para la dotación.

Si se baja una columna de diámetro variable, o se está corriendo casing, debe contarse con un adaptador de la válvula guía existente, o con otra válvula guía de rosca adecuada.

La válvula de seguridad o guía (stabbing), comúnmente denominada válvula “TIW”, es una válvula de apertura plena tipo esférica o tapón. Debe ser lo suficientemente liviana para que pueda ser manipulada por la dotación o, en su defecto, indicarse los procedimientos para levantarla con un guinche neumático o un sistema de contrapeso.

La válvulas guía necesitan un mantenimiento mínimo. No obstante, al igual que los estranguladores, que no se usan a menudo, deberán operarse al menos una vez por semana para evitar su engranamiento. La utilización de reducciones adaptadoras de rosca puede hacer que la válvula resulte muy pesada, de difícil manipuleo o enrosque. Tener en cuenta que algunas reducciones adaptadoras son de diámetro interno pequeño y no permiten el paso de herramientas de cable de perfilaje.

Bop interno

El BOP interior, algunas veces denominado "válvula Gray" de contrapresión, o válvula de retención, es una válvula unidireccional a resorte que puede ajustarse en posición abierta mediante un vástago roscado. Se utiliza para bajar en el pozo bajo presión. El BOP interno permite la circulación del pozo, evitando que la presión o el fluido reversen por el interior de la columna. Es una herramienta simple y confiable; no obstante, al no ser de pasaje pleno, el diámetro interno del conjunto está restringido. Por su diseño, las herramientas de cable no pueden correrse a través el BOP interno, por lo que existe cierta reticencia en el uso de esta válvula, salvo que sea absolutamente necesario. El BOP interior no debe utilizarse para enroscar a un tubing en surgencia o barra de sondeo, a pesar de la conocida expresión "BOP de interior de sondeo". De ser necesario, puede instalarse una vez que se ha detenido el fluido con una válvula de seguridad. Se debe contar con una válvula de seguridad en posición abierto en el piso del equipo.



Válvulas de contrapresión

Existen varios dispositivos que pueden clasificarse como "válvulas de contrapresión". Los flotadores, BOPs internos, válvulas de contrapresión, y válvulas de retención, son todos instrumentos que operan de manera similar para evitar que el flujo y la presión suban por dentro de la columna. Son necesarias en muchas actividades como bajada/sacada de tubería bajo presión y otros trabajos con presión.

La válvula de flotación estándar, ubicada justo encima del trépano, sirve para proteger el conjunto del fluido de retorno o de reventones internos. Los tipos más comunes de flotadores son el pistón a resorte (émbolo buzo) o los de tipo charnela. Los émbolos buzos son muy confiables aunque no tienen apertura plena. Ambos tipos de flotadores vienen en modelos con traba de apertura para correrse en el pozo en posición abierta. Al circular, el fluido hacia abajo de la columna libera la traba y vuelve la válvula a su modo unidireccional.

Algunos flotadores tienen aberturas, es decir, uno o más orificios pequeños que atraviesan la flotadora a fin de poder determinar la presión por debajo de la misma.

Figura 20 - BOP Interior



Figura 21 - Válvulas de contrapresión a charnela

INSTALACIÓN DEL CONJUNTO DE BOP

Como en toda tarea de esta operación, existen algunas reglas generales de instalación con la finalidad de mejorar el montaje y verificación del conjunto. Al instalar el sistema, se debe verificar cada preventor para asegurar que la inscripción que aparece en la pieza forjada se encuentre cabeza arriba. Por otra parte, las aberturas de circulación de las esclusas, si hubiera, deben ubicarse en la parte inferior de la misma. Se debe tener máxima precaución en el modo de levantar la unidad. Una oscilación inesperada del sistema podría lastimar a alguien, dañar el equipo y dificultar su correcto apoyo o alineación.

No olvidar limpiar las ranuras alojamiento de los aros y/o superficies de empalme con trapos limpios, agua y jabón. Mucha atención ya que los cepillos y raspadores de alambre pueden rayar las superficies de empalme y alojamientos de aros, afectando la prueba del conjunto. Deben identificarse los orificios hidráulicos de abertura y cierre y mantenerse limpios. Tener en cuenta que basura y suciedad en el sistema hidráulico pueden causar una falla en el sistema.

Bridas y aros

Los puntos de conexión son siempre el punto débil en todo sistema de tubos o válvulas; el BOP no es la excepción. Si las bridas y aros de sello reciben un trato indebido durante el proceso de armado del equipo puede darse lugar a fallas en pruebas de presión posteriores. Los raspones en los anillos, alojamientos y superficies de empalme producidos durante el armado y limpieza posiblemente sean las fallas principales en el proceso de la instalación. Las malas aislaciones afectarán la prueba de presión y provocarán el desarme del conjunto, y podrán causar asimismo cortes por lavadura en las conexiones.

La dotación frecuentemente no tiene en cuenta la importancia de mantener ajustadas las tuercas en la bridas de conexión. La introducción de aros de tipo "X" energizados por presión ayuda a mantener las bridas ajustadas, pero nada reemplaza el pre-ajustado.

La conexión de grampa API no es tan resistente como la conexión de brida API equivalente, ni tiene la misma capacidad de tensión, arqueo o carga combinada. Sin embargo, existen diseños de conexiones de tipo grampa o engrampe que pueden ser iguales o superiores a la conexión de bridas API en carga combinada.

Cualquiera sea el equipo, solamente si el conjunto de BOP está amarrado a la base del equipo, pueden actuar fuerzas tremendas contra la brida de cabeza de pozo donde se concentra toda la flexión de la cañería. Se debe amarrar también el casing conductor contra



el equipo siempre que sea posible.

Centrado del conjunto de bop

No es trabajo sencillo centrar el BOP. El movimiento, asentamiento o inclinación del equipo pueden descentrar al BOP. El efecto no se nota de inmediato porque las esclusas y preventor anular cierran y pueden ensayarse. Sin embargo, el daño a largo plazo puede ser severo. Lógicamente puede derivar en un desgaste excéntrico del conjunto, producido por el roce del trépano, de herramientas en el diámetro del conjunto, esclusa y caras del empaque anular. Puede ocurrir también un desgaste del casing y la cabeza de pozo.

Pensar que un daño menor puede no afectar la aislación durante una prueba, pero existe siempre la posibilidad de daños mayores y de que la válvula no cierre durante una surgencia. Por otra parte, la reparación del conjunto implica un trabajo prolongado y costoso. Es necesario entonces el empleo de anillos o bujes de desgaste para tratar de minimizar el daño interno.

Conexiones de estrangulador y líneas de ahogo

Las conexiones de alta presión dentro del conjunto de BOP son un punto débil que debe verificarse y volver a revisarse. Es poco lo que se puede agregar sobre estos puntos que no determine el sentido común.

Los problemas más comunes incluyen el uso de niples demasiado livianos, aros de sello sucios, superficies de empalme dañadas, tuercas flojas y niples o tuberías largas mal soportadas.

Otro inconveniente es el uso de mangueras de baja presión cuando no hay suficiente lugar disponible para cañerías de acero. Esta situación es doblemente perjudicial, por cuanto el exceso de curvas en la tubería o el uso de curvas en situaciones de alta presión no es una práctica recomendable. Esto resulta especialmente riesgoso cuando la línea involucrada es la del estrangulador.

Línea de llenado

Necesariamente debe incluirse una línea de llenado por sobre la válvula superior del conjunto de BOP. Como su nombre lo indica, el objetivo de esta línea, será llenar el pozo durante las carreras, y períodos sin circulación. Si bien el mantenimiento de esta línea es ligero, si se deja fluido en ella, puede producirse un tapón o dañarse la línea por efecto de fluidos corrosivos.

SENSOR DE RETORNO DE LÍNEA DE FLUJO

El indicador de retorno es probablemente la parte más importante del equipo en materia de detección de surgencias. Es comúnmente una paleta en la línea de salida de flujo ó caño de retorno que informa el caudal de fluido por esa línea. Esta señal se transmite a la consola del perforador donde se registra como porcentaje de flujo o galones por minuto.

En gran parte de las operaciones, un cambio relativo respecto de un valor establecido es indicador de un peligro potencial. Resulta en consecuencia vital la detección de cualquier cambio en el caudal de flujo. Si se presenta una surgencia significa que algo ha ingresado en el pozo. Este ingreso extra empujará al fluido hacia la línea de flujo que se mostrará como un incremento en el caudal.

El mantenimiento y operación básicos de un sensor de flujo consiste en observar si funciona en el momento de arrancar y detener la bomba. Cambiar la frecuencia en las emboladas de la bomba para detectar si el sensor de flujo indica el cambio de caudal. Como los sensores de flujo son fáciles de trabarse deben verificarse con frecuencia. Recordar que no operan correctamente en líneas de salida de flujo de base plana o totalmente llenas.



PILETAS O TANQUES

Un sistema de piletas interconectadas tiene por función mantener, tratar o mezclar fluidos para circulación, almacenamiento o bombeo. No olvidar determinar el volumen de las piletas necesario para cada trabajo en particular y se debe contar con suficientes tanques de reserva. En general, el fluido se conduce por "canaletas" que interconectan el sistema de piletas, por líneas ecualizadoras de tanque a tanque o mediante el uso de manifolds. El primer tanque de la línea de flujo es generalmente una trampa de arena o tanque decantador que evita el pasaje de arena u otras partículas indeseables a los tanques principales de mezcla, circulación y succión.

Las piletas deben instalarse de modo tal de maximizar el efecto de desgasificación del equipamiento. Las piletas de succión y descarga del desgasificador no deben permitir el paso de fluido a través de la canaleta al tanque siguiente, sino que esta debe cerrarse, y abrirse el ecualizador en la parte superior. De este modo el lodo con gas más liviano que flota en la superficie no pasará a los tanques de mezcla y circulación. Lógicamente se aplica el mismo principio para los tanques de mezcla y succión.

MEDIDOR DE VOLUMEN DE FLUIDO

El instrumento de llenado de pozo recibe distintos nombres. Es una combinación del sensor de línea de salida de flujo y un contador de emboladas de bomba que mide el lodo necesario para llenar el pozo en una carrera. Para operar el sistema de llenado, el interruptor en el sensor de flujo en la consola del perforador debe colocarse en posición "maniobra" y una de las bombas conectarse a la línea de llenado. Cuando el perforador desee llenar el pozo, luego de sacar uno o más tiros, deberá hacer arrancar la bomba. El contador de emboladas de bomba comenzará su conteo y se apagará automáticamente cuando el sensor de la línea de flujo indique flujo en esa línea. La cantidad de emboladas de bomba necesarias para llenar el pozo por tiro de tubería se comparan con las emboladas de bomba necesarias para llenar el pozo. Las emboladas de bomba en general se registran por la cantidad total de emboladas necesarias para llenar el pozo y emboladas para completar desde la última llenada.

El control mínimo de un sistema de llenado requiere que un operario de boca de pozo observe el pozo durante el primer llenado para asegurar que el contador de emboladas se detenga al iniciarse el flujo por la línea de salida. Un problema común con este sistema es que el contador de emboladas de bomba no funcione porque el interruptor montado en la bomba fue desplazado durante una reparación efectuada a la misma y no se lo volvió a ubicar en su lugar.

Tanque de maniobra

El tanque de maniobra (trip tank) es un tanque pequeño que permite la medición correcta del fluido que entra al pozo. Resulta el modo más adecuado para medir el volumen de fluido necesario para llenar el pozo en una sacada, o el volumen de fluido desplazado en la bajada. Sabemos que a medida que se saca cada tiro de tubería del pozo, el volumen de fluido en el pozo disminuye por efecto del desplazamiento del acero. Es necesario, entonces, medir el volumen de fluido necesario para llenar el pozo a fin de asegurarse de que no haya una surgencia.

Un tanque simple de alimentación por gravedad incluye un tanque pequeño en el piso del equipo o en cualquier otro lugar sobre la línea de salida de flujo, con marcas en fracciones de barriles (o en litros). Se requiere una válvula para descargar fluido desde el tanque hacia la línea que conduce el fluido dentro del T de salida sobre la línea de salida de flujo. Siempre que el llenado resulte necesario, se abre manualmente la válvula y se cierra cuando el pozo está lleno. Luego se informa y registra el volumen de fluido utilizado y se compara con lo teórico.

Otra versiones más modernas de estos tanques de alimentación cuentan con una bomba



operada por el perforador y utilizan el sensor de línea de salida de flujo para indicar si el pozo está lleno y debe detenerse la bomba. Se deben informar y registrar las emboladas de bomba o volumen a llenar y luego se deben comparar con los cálculos teóricos de llenado.

Los tanques de llenado continuo van llenando automáticamente el pozo a medida que se saca la tubería, mediante la circulación desde el tanque a través del pozo. El volumen de flujo utilizado se mide y envía a un registrador ubicado en el piso de trabajo para su comparación con los tiros sacados. Si utilizamos este tanque para medir la ganancia de fluido en la bajada, se lo debe ubicar debajo del nivel de la línea de flujo. El fluido desplazado es entonces conducido desde la salida de flujo al tanque de maniobra donde se mide y compara con el desplazamiento teórico de tubería.

Se requiere un cuidado especial para los tanques de maniobra. Se deben revisar cada válvula para verificar que su operación resulte fácil; los marcadores del tanque y los flotadores de nivel de las piletas deben estar limpios y libres de restos de fluido o sólidos; debe calcularse y anotarse en lugar visible el volumen correcto de desplazamiento, y debe verificarse que el registrador sea preciso.

Totalizadores de volumen de fluido en las piletas

Los totalizadores se utilizan para monitorear, registrar y sumar el volumen de flujo en cada pileta y el volumen total de fluido de superficie en operación. El indicador de volumen es un instrumento básico de advertencia. Cuando una surgencia empuja el fluido fuera del pozo el indicador de nivel de la pileta registra este hecho como un incremento en el nivel o volumen. La mayor parte de estos sistemas de volumen de piletas son de simple operación. Se utilizan flotadores mecánicos o sensores eléctricos (sónicos) para medir el nivel de fluido en cada pileta. Este nivel se multiplica luego por el volumen de la pileta en barriles por pulgada (litros por centímetro) o ecuación similar. Luego se suma el volumen de todas las piletas que se registra en el gráfico y se lee en el indicador. Estas mediciones y cálculos se efectúan en forma eléctrica o neumática. El indicador del perforador cuenta con un sistema de alarma que se activa ante cambios bruscos o determinados en el nivel de las piletas.



Para operar y mantener esos sistemas, deben realizarse a diario los siguientes controles

Verificar que no falte papel ni tinta

Si hubiera flotantes, limpiar el lodo pegado y asegurar que se mueven con facilidad

Levantar y bajar cada flotante para verificar cambios

Si el sistema fuera neumático, purgar el agua del secador de aire

Verificar que haya aceite en el lubricador de aire.

En caso de sensores sónicos, verificar que el sensor esté libre de acumulaciones de lodo, y que no haya espuma flotando en la superficie del fluido. Limpiar el sensor de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.

DETECTORES DE GAS

Los detectores de gas se utilizan para advertir sobre el incremento de gas en el flujo de salida del pozo y en áreas de concentración de gas donde pudiera ocurrir una explosión o incendio. Como el H2S podría afectar al personal otro tipo de detectores de gas se ubican en áreas donde se podrían acumular gases tóxicos. Los detectores de gas deben probarse periódicamente con gas normalizado y deberán ventilarse las líneas de aspiración para remover gases atrapados o de antigua acumulación. El mantenimiento deberá efectuarse conforme a las especificaciones del fabricante. Los problemas que presentan los detectores de gas son cabezas de detección sucias y líneas rotas o tapadas.

SISTEMAS DERIVADORES

Un sistema derivador está compuesto por una válvula preventora para aislar el pozo y un sistema de circulación de gran diámetro debajo de la válvula. La línea de derivación se puede orientar en dos direcciones. La función de este sistema es guiar o "desviar" la corriente de fluido del pozo para que no pase por el área del piso de perforación del equipo.

Se utilizan los sistemas de derivación cuando se anticipa la presencia de gas de poca profundidad, en operaciones de perforación con aire, y cuando no se puede cerrar el pozo por algún motivo. Por ejemplo, cuando la columna de casing es poco profunda o la formación no puede resistir la presión.

El sistema de derivación se instala normalmente en el casing conductor, con las líneas de derivación dirigidas hacia un área segura, en la dirección del viento. Los controles del derivador ubicados en el piso de trabajo se organizan preferentemente en una consola de control simple independiente para evitar confusiones, por cuanto las operaciones de derivación con frecuencia deben ejecutarse sin demoras.

La palanca de control en el acumulador debe estar conectada con el control de la línea de derivación para que el BOP anular no se cierre si no están abierta la(s) línea(s) de derivación.



Estos sistemas de derivación están diseñados para operar durante períodos breves con alto caudal de flujo, pero no de alta presión. Algunas operaciones utilizan un BOP anular y otro de esclusas sobre la línea de derivación debido a los altos caudales de flujo. Las pruebas deben incluir un ensayo de funcionamiento, bombeo de agua a máxima velocidad para asegurar que el sistema no esté bloqueado, y una prueba de baja presión conforme a las normas legales vigentes. El alto caudal de flujo puede provocar erosión. Cuanto mayores sean las líneas de derivación, tanto mejor. Las líneas deberán ser lo más sencillas posible y llegar al lugar de venteo con la mínima cantidad de curvas o codos.

Control de Derivación

Sistema de Derivadores



ROTADOR DE SUPERFICIE (TOP DRIVE)

Una unidad de rotación de superficie se utiliza principalmente en equipos de perforación, aunque también ha sido diseñada para operaciones menores de reparación. Este sistema constituye un avance significativo en la tecnología de rotación dado que no se requiere el vástago tradicional ni el buje de impulso del vástago de perforación. El sondeo rota directamente por acción de un motor eléctrico de C.C. o de C.A. o motor hidráulico. Se utiliza un elevador de tubería convencional para levantar o bajar el sondeo durante las maniobras acostumbradas o bajo presión de pozo. Con el top drive, se logra una respuesta rápida en caso de surgencias durante la maniobra o la perforación ya que nunca se demora más de unos pocos segundos para la instalación del elemento rotante. El perforador puede colocar las cuñas, enroscar en la columna, rotar y ajustar la conexión sin demora alguna. El cierre del pozo no depende de la dotación de boca de pozo; los riesgos se reducen por la eliminación de dos tercios de las conexiones.

CABEZA ROTATIVA (POWER SWIVEL)

La cabeza rotativa es una unidad de rotación diseñada para operaciones de perforación liviana, reparación y reacondicionamiento. La fuente de energía para la rotación es fluido hidráulico suministrado por las bombas. Generalmente se utilizan para estas tareas las bombas hidráulicas de los equipos de reparación. También se utilizan unidades de energía hidráulica transportables montadas en patines o trailers. Se extiende un freno o brazo telescópico de torque hacia una guía o sección rígida del equipo para contrarrestar el efecto de rotación.

CONTADORES DE EMBOLADAS

Las bombas deben estar equipadas con uno o más contadores de emboladas, que son fundamentales para el correcto desplazamiento de fluido. Si no estan disponibles, se utiliza un caudal constante y se mide el tiempo para controlar el volumen bombeado, aunque sin tanta precisión. Existen distintos tipos de contadores que van desde un simple "contador" mecánico a más complejos instrumentos electrónicos. Al trabajar en las bombas, esos contadores a menudo se dañan, desplazan o desalinean. Se debe proceder con precaución durante su instalación, y verificar las lecturas a fin de asegurar su correcto funcionamiento.



MANÓMETROS

Es tema fundamental la medición de la presión en la mayor parte de las operaciones de la industria petrolera. Las presiones de bombeo, estrangulador y cierre se deben poder medir en varios lugares típicos.

Los instrumentos que se utilizan para medir la presión de bombeo o circulación incluyen manómetros para presión de la cañería vertical de bombeo (standpipe), que por lo común se montan sobre la cañería a nivel del piso de perforación del equipo, en una posición que facilite la lectura al perforador. Los manómetros de presión de sondeo o de tubing se montan por lo general en la consola del perforador y en el panel del control remoto del estrangulador. El perforador utiliza el manómetro ubicado en su panel bajo condiciones de perforación o circulación normales. No obstante, cuando se controlan caudales pequeños de bombeo, durante actividades de control de pozo o cuando se realizan ensayos de sensibilidad de presión, se utiliza el manómetro ubicado en el panel del control remoto del estrangulador, dada su mayor precisión.

La indicación de los manómetros que miden presión de sondeo deben ser muy cercanos unos a otros. Si hubiera grandes discrepancias, más de 100 psi, entre las lecturas deberá calibrarse o repararse el manómetro que falle. También se mide la presión de bombeo con un manómetro montado sobre la bomba. Este manómetro muestra la presión absoluta de circulación a un caudal determinado e incluye las pérdidas de presión por fricción. Las lecturas de los manómetros en el piso del equipo y la consola de estrangulador a control remoto deberán ser inferiores a las de la bomba debido a la fricción entre la bomba y la cañería vertical.

Los instrumentos que miden presión de casing o espacio anular se encuentran por lo general en el manifold para ahogo de pozo y también en el panel de control remoto del estrangulador. Es bastante común referirse a este instrumento como manómetro de presión de casing, aunque la mayor parte de los organismos de reglamentación requieren un manómetro adicional de presión para monitorear la presión entre las columnas de casing.

El rango de medición de los manómetros es un tema de discusión. El alcance ideal sería la mayor presión prevista o la presión nominal del equipo en uso, con un alto grado de precisión respecto del rango total. Pero la escala del medidor debe ser lo suficientemente pequeña como para registrar cambios menores de presión. Sin embargo, en la mayor parte de las operaciones se utilizan medidores de 5.000 a 10.000 psi (350 a 700 kg/cm2). Se discute mucho sobre la precisión en la medición de presiones bajas utilizando medidores de largo alcance. En estos casos tendremos un error relativo de medición muy importante. Por ejemplo, en un manómetro de 10.000 psi (700 kg/cm2), el grado de incertidumbre sobre la precisión de la medición es de +/- 50 -150 psi (3,5 - 10,5 kg/cm2). Suele apelarse a múltiples manómetros vinculados y se mantienen otros en locación para compensar esas imprecisiones.

Vibraciones, pulsación o absorción de impacto por golpes pueden ser la causa de fallas y falta de precisión. Los manómetros llenos con fluido ayudan a amortiguar vibraciones e impactos, a la vez que lubrican y protegen los componentes internos. Eliminar el aire en la línea hidráulica utilizando la bomba de mano de fluido hidráulico para purgar las líneas periódicamente.

SISTEMAS DE ALARMA

Los sistemas de alarma varían según el equipo, por lo que no pueden formularse recomendaciones específicas. No obstante, el sentido común y la buena práctica dictan que todas las alarmas deben instalarse para responder al estímulo mínimo para su activación, deben estar a mano y con sus indicadores visuales y auditivos en posición encendido. En general:

Totalizador del Volumen de Piletas



Fijar los limites de alto y bajo en el valor deseado (normalmente 5 a 10 barriles (0,80 a 1,6 m3)) y colocar en posición encendido las alarmas visuales y auditivas

Una vez conectadas las alarmas en las piletas, hacer bajar y subir el flotante del sensor en forma manual para que el perforador verifique el funcionamiento de las mismas.

Sensor de línea de salida de flujo

Fijar los valores de alto y bajo del sensor según la variación de flujo deseado

Conectar las alarmas visuales y auditivas

Hacer subir y bajar el sensor de línea de salida de flujo en forma manual para asegurar que el equipo funcione correctamente.

SISTEMAS DE INFORMACIÓN

Con el avance de la tecnología, se accede a sistemas de información cada vez más sofisticados, a menudo centralizados desde una unidad de registro, o independientes, o una combinación de ambos.

Pueden verse registrados muchos parámetros importantes de control de pozo, tales como la profundidad, la presión de bombeo, el caudal de flujo, el nivel de las piletas, el torque, etc., y los sistemas más sofisticados incluyen tendencias, programación y alarmas.

El mantenimiento de la mayor parte de los sensores es responsabilidad de la dotación y deberá desarrollarse según las recomendaciones del fabricante. Las tareas de calibración y reparación deberán ser conducidas por un técnico autorizado.

SISTEMA DE CIRCULACIÓN

El sistema de circulación está integrado por numerosos componentes individuales que incluyen: bombas, líneas, standpipe, manguerote del vástago, cabeza de inyección, vástago, columna de sondeo, espacio anular (normalmente casing), zaranda vibratoria, tanques de fluido, y cañerías asociadas.

Las bombas de desplazamiento positivo se utilizan para movilizar fluido a través del sistema de circulación. Todas las bombas tienen camisas removibles que pueden reemplazarse al presentar desgaste o cavitación para evitar daños al cuerpo mismo de la bomba. Estas camisas pueden ser cambiadas por diferentes tamaños, para incrementar o disminuir el volumen de bombeo y la presión.

Se utilizan las bombas triplex en gran parte de los equipos debido al desplazamiento suave de volúmenes bajos que estas pueden realizar. Para algunas operaciones, son necesarias y están disponibles, bombas para servicio de alta presión. Las bombas tienen válvulas de seguridad para purgar presión que requieren de un clavo pasante para quedar listas, otras, válvulas de seguridad a resorte que se accionan a palanca.

RESUMEN

El conjunto de BOP y su equipo relacionado son de concepto simple, pero algo más complicados en su uso y operación. La dotación debe tomarse el tiempo necesario para investigar el equipo en el pozo y verificar instrucciones y límites indicados por el fabricante.

El exceso de presión de operación puede dañar los elementos del empaquetador (packer). Las mangueras, válvulas hidráulicas, líneas, accesorios y conexiones en las unidades de BOP y acumulador se deben inspeccionar diariamente a fin de detectar desgaste o falla.

Las pruebas de presión y funcionamiento causan desgaste, pero la inactividad del equipo ocasiona su engranamiento. Dedicar un tiempo adicional para la verificación del funcionamiento del acumulador mientras se efectúan las pruebas de BOP.



Los supervisores deben asegurarse de que las dotaciones comprendan el propósito, ubicación y operación de este equipo vital y costoso. Estos temas deben tratarse durante el entrenamiento primario que reciben los operarios de boca de pozo.

El personal debe recordar que el mantenimiento adecuado del equipo es esencial para la detección de surgencias. El equipo para manejar y evaluar fluidos debe estar en buenas condiciones de funcionamiento en todo momento. El detector de gas no debe estar obstruido, el indicador de retorno de lodo en la línea de flujo debe tener movilidad total, los tanques de fluido deben mantenerse libres de acumulaciones de residuos en el fondo, los flotantes de volumen de piletas deben moverse con libertad, las válvulas de derivación no deben tener baritina acumulada en el cuerpo, el equipo de manipuleo de gas y estranguladores deben encontrarse en buenas condiciones de funcionamiento en todo momento. El mantenimiento sencillo y limpieza del equipo deben realizarse con la frecuencia recomendable. Esto puede ser en forma semanal, diaria, por turnos, o aun por horas según las condiciones del equipo y lodo. Los representantes de la compañía operadora, jefes de pozo, perforadores, e ingenieros de lodos deben revisar estos equipos y asegurar que toda la dotación los mantenga en buenas condiciones de funcionamiento. ¡Es equipo vital y puede salvar vidas!

Es necesario vigilar numerosos aspectos que requieren del debido entrenamiento, simulacros y trabajo en equipo.

Los procedimientos adecuados deben sumarse al mantenimiento del equipo. La circulación de una surgencia del pozo representa un riesgo, y el equipo debe estar preparado para enfrentarlo. La presión se regula y controla desde la BOP a medida que el fluido y gas ingresan en el sistema de control de ahogo. Comúnmente, el fluido se dirige desde el estrangulador al separador de gas, el gas libre se separa hacia la línea de venteo o quemado. Los fluidos con gas entrampado deben ingresar al desgasificador antes de volver al sistema de circulación de las piletas. La línea de venteo/quemado para el desgasificador debe estar separada del separador de gas. Puede ocurrir una sobrecarga en el sistema de tratamiento de gas por lo que se debe proceder con precaución. Deben utilizarse siempre líneas a favor del viento.


5 - EQUIPAMIENTO DEL POZO 5-1

Capítulo 5 - EQUIPAMIENTO DEL POZO

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Equipamiento de cabeza de pozo.............................................................................. 5-3

Árbol de Producción....................................................................................... 5-3

Remoción del Árbol de Producción................................................................. 5-4

Tubería de revestimiento............................................................................................ 5-5

Tubería auxiliar de revestimiento.................................................................... 5-6

Colgador de tubería auxiliar de revestimiento................................................ 5-7

Tubería de producción............................................................................................... 5-7

Columna de trabajo.................................................................................................... 5-7

Empaquetador........................................................................................................... 5-7

Niple empaquetador................................................................................................... 5-9

Tapón-puente............................................................................................................. 5-9

Junta de abrasión....................................................................................................... 5-9

Unión de Seguridad.................................................................................................... 5-10

Camisa de Circulación................................................................................................ 5-10

Niple de asiento (Seating nipple)................................................................................ 5-11

Niple de alojamiento (Landing nipple)........................................................................ 5-11

Mandril........................................................................................................................ 5-11

Collar de flujo.............................................................................................................. 5-12

Válvula de Gas lift...................................................................................................... 5-12

Cementador recuperable............................................................................................ 5-13

Tapón retenedor de cemento..................................................................................... 5-14

Lavadora de circulación............................................................................................. 5-14

Fresa.......................................................................................................................... 5-14

Canastas recuperadoras y de circulación.................................................................. 5-14

Rascadores de cañería............................................................................................... 5-15

Desabollador rotativo................................................................................................. 5-15

Pera desabolladora.................................................................................................... 5-15

Centralizador.............................................................................................................. 5-16

Resumen.................................................................................................................... 5-16



EQUIPAMIENTO DEL POZO

EQUIPAMIENTO DE CABEZA DE POZO

Hay muchas herramientas diseñadas especialmente para realizar trabajos en el pozo durante la reparación y la terminación. Algunas de esas herramientas van a permanecer en el pozo durante el período productivo del mismo o hasta una nueva reterminación. Otras son funcionales sólo durante el período de reparación. En el pozo, las herramientas pueden correrse formando parte del equipo original de la columna de sondeo, o bajarse más adelante con tubing, cable de perfilaje o por presión hidráulica.

Árbol de producción

El árbol es, en general, el primer elemento con el que se enfrenta la dotación del equipo. El árbol consta, desde un punto de vista simplificado, de una serie de válvulas, bridas y conectores que permiten la circulación controlada de los fluidos producidos.

Las necesidades de producción u operación determinan el tipo de árbol que se va a usar. Existe una gran variedad de diseños y complejidades. Pueden ir de unidades simples, tales como las usadas con aparatos de bombeo mecánico, que pueden consistir en una simple caja prensa-empaquetaduras sin válvulas, a árboles muy complejos con inclusión de numerosas válvulas maestras y válvulas laterales. Los factores de mayor peso que se toman en cuenta para el diseño de un árbol son los siguientes: presión, medio ambiente y temperatura en superficie, los tipos de fluidos en producción, temperaturas del fluido y la economía.

El árbol deberá lubricarse regularmente. Un buen mantenimiento reduce las posibles complicaciones que pudieran surgir durante el período de vida útil.

Los componentes básicos del árbol son:

Manómetro- Son los instrumentos que permiten controlar las presiones del pozo. La presión anular o la presión del tubing se miden con manómetros

Brida de medición (tapa) - La brida de medición sella la parte superior del árbol y está preparada para instalar un manómetro. Retirando esta brida se tiene el acceso directo al tubing.

Válvula de pistoneo (corona) - Se utiliza para aislar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades para trabajos con cables de perfilaje, tuberías continuas (coiled tubing), etc.

T de flujo (cruz) - La T de flujo se utiliza para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo; mientras continua la producción por la línea de flujo

Válvula lateral – Es la válvula que se utiliza para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina. Son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro de la misma.



Estrangulador - El estrangulador permite regular la cantidad de flujo que el pozo produce.

Válvulas maestras – Son las válvulas principales de cierre. Se encuentran abiertas durante la mayor parte de la vida del pozo y se utilizan lo menos posible, en especial la válvula maestra inferior.

Colgador de tubing- Su canasta colgadora sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el árbol de producción

Válvula de casing -Esta válvula permite el acceso al espacio anular, entre el tubing y el casing.

Colgador de casing - La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la tubería de revestimiento dentro del carretel colgador.

Casing - Casing es una columna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación de una zona a otra.

Tubing – Es la columna de cañería que contiene y permite el flujo del fluido que produce la formación.

Deben extremarse los cuidados para no dañar el árbol, tanto al mover el equipo como durante su montaje o desmontaje. Un descuido en esta instancia podría resultar fatal para el equipo y/o para el personal.

Remoción del árbol de producción

La planificación de esta operación es muy importante, y tanto la compañía operadora como el equipo y la dotación encargada del servicio deben definir, ejecutar y comprender ciertos temas, tales como:

¿Cuál es el momento adecuado para retirar el árbol: antes o después de la llegada del equipo?

En caso de ser necesario el reemplazo, ¿que se hará con el árbol, se lo enviara a un



taller o el servicio se realizara en el lugar donde se encuentre el árbol?

¿Estará presente el representante de servicio del fabricante del árbol? Si es así, ¿tenemos todos los repuestos necesarios?

¿Están dadas las condiciones para la instalación inmediata del BOP?

Con respecto al pozo ¿se lo ahoga o se va a trabajar bajo presión?

Proteger todas las bridas expuestas del árbol e inspeccionar y limpiar las bridas del BOP. Contar con aros de repuesto. Recordar que una vez utilizado, el aro de metal se habrá deformado para siempre. Controlar siempre la presión tubing y casing con manómetros que funcionen correctamente, en lo posible contrastados en laboratorio.

Si resulta menester ahogar el pozo, asegurarse de que el casing esté lleno. Controlar la comunicación entre el tubing y el casing. Bombear por el tubing el fluido para ahogar el pozo y desplazar el fluido producido forzándolo dentro de la formación (Bullheading) hasta asegurarse de que se ha desplazado en forma total a la formación. Para este proceso deben calcularse previamente el volumen del tubing y una cantidad suficiente de fluido para ahogar el pozo. Tener en cuenta que los fluidos pueden caer más rápido de lo que son bombeados, y el gas migrar más rápido de lo que es empujado.

Recordar que puede provocarse un daño en la formación si se bombea fluido de ahogo en exceso. Cualquier aumento en la presión de bombeo debe considerarse como indicio que el fluido para ahogar el pozo ya alcanzó el fondo. Llevar un registro de los volúmenes bombeados y de las presiones. Cerrar la válvula lateral del árbol y controlar cualquier aumento de presión durante una hora aproximadamente. Con el manómetro conectado a la válvula de control del colgador de tubing, controlar el aumento de presión. Si al cabo de la hora de chequeo no se verifica un incremento de presión, retirar el árbol e instalar el BOP

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La cañería de revestimiento o casing es una cañería de acero que se baja desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo. Se sostiene desde superficie, se cementa en el lugar y permanece hasta después que se abandona el pozo. Constituye la defensa del pozo contra: derrumbes, surgencias, pérdida de circulación, mezcla de los fluidos por el traspaso de una formación a otra. Además, es la base para la instalación del equipamiento del pozo.

Esta cañería se presenta con diferentes diámetros. Por otro lado, a cada medida corresponden diferentes pesos y tipos de aceros (grado). Los diferentes tamaños son necesarios para permitir un adecuado espacio interno de trabajo en el pozo. Los distintos pesos y tamaños brindan a la tubería las resistencias necesarias para aguantar el aplastamiento (colapso), presión interna (reventón) y tracción, además de otras influencias del lodo y de fluidos de formación

Para unir y enroscar el casing existen muchas clases de conexiones. Debe tenerse extremo cuidado al inspeccionar el casing y al manipularlo cuando se lo descarga y se coloca sobre los caballetes. Los protectores de rosca del casing deberán permanecer colocados hasta que se termine de colocar los tubos sobre los caballetes. Luego quitar los protectores, limpiar las roscas, inspeccionar, lubricar y recolocar los protectores. Los protectores deberán estar enroscados mientras se mueven los tubos al piso de trabajo, a través de la rampa. Es conveniente utilizar una guía de enrosque de conexiones para evitar el cruce de roscas y su engranamiento.

Normalmente se dispone de una dotación de entubación especializada con el equipamiento necesario (llaves para enrosque de tuberías de revestimiento, medidores de torque, equipo de seguridad, etc.). Sin embargo, es tarea de la dotación propia del equipo ocuparse de que todos los caños sean manipulados en forma adecuada y segura.



Tubería auxiliar de revestimiento

Esta tubería auxiliar de revestimiento es la que se instala después de haber fijado otras columnas de entubación. No se extiende hacia la superficie, sino que queda suspendida de un dispositivo denominado colgador. Se corre en el pozo con el sondeo hasta la profundidad deseada, se fija y cementa en el lugar. Las tuberías auxiliares de revestimiento se bajan por razones varias. Cuestiones económicas pueden indicar que no se instale otra columna de entubación desde la superficie hasta el fondo, sino desde el último zapato de casing hasta el fondo. El liner se instala también cuando se presentan problemas inesperados, como pérdida severa de la circulación o presiones altas. Por cuestiones operativas estos problemas deben aislarse de otras zonas antes de que se alcance la profundidad total del pozo. En caso que el pozo necesite desviarse o profundizarse, también suele utilizarse una tubería auxiliar de revestimiento Los procedimientos generales para operar estas tuberías auxiliares son los mismos que para el casing. Debe tomarse la precaución de proceder con cuidado al manipular herramientas, tanto dentro como fuera de las tuberías auxiliares de revestimiento

Colgador de liner



Colgador de tubería auxiliar de revestimiento

El colgador sostiene la cañería auxiliar de revestimiento para evitar su ondulado o pandeo. El mismo posee una serie de cuñas que pueden fijarse tanto en forma mecánica como hidráulica y se "agarran" hacia afuera a la última columna de entubación. Existen diferentes modos para fijar el colgador en su lugar. Algunos colgadores se fijan por medios mecánicos rotando la columna para destrabar un mecanismo con forma de J y permitir que las cuñas se encajen desde el cono contra la tubería de revestimiento. Un colgador hidráulico se fija generando una presión hidráulica suficiente dentro del mecanismo del colgador, como para mover las cuñas hacia arriba del cono contra la tubería de revestimiento.

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

Este es el principal contenedor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el casing de la presión y la corrosión. Los tamaños más comunes según el diámetro externo son 2 7/8 pulgadas (73,02 mm) y 2 3/8 pulgadas (60,32 mm). Normalmente, el tubing se extiende desde la boca del pozo hasta la zona de producción. Se clasifica según el tamaño (diámetro externo, diámetro interno, diámetro externo de la cupla, diámetro interno de la cupla) según el peso, (libras-pies [Kg/m]); y en grados de acero tal como J-55 y N-80. Puede también construirse con materiales sofisticados para soportar las presiones, las velocidades y la corrosión que provocan los fluidos del pozo. A veces se aplican revestimientos internos como protectores contra la corrosión. Existen muchas clases de conexiones que permiten unir o enroscar los tubing. Los procedimientos de cuidado y manipuleo son similares a los mencionados para el casing.

COLUMNA DE TRABAJO

Esta es la columna de tubería que se utiliza durante los trabajos de reparación. En ocasiones es la misma tubería de producción extraída del pozo, sobre todo si el trabajo de reparación es corto. A menos que la economía dicte otra cosa, se deja a un lado la columna de tubing de producción y se utiliza para el trabajo de reparación una columna con conexiones tipo barras de sondeo. El objeto de esto es evitar el desgaste y daño al tubing de producción y a sus conexiones.

La columna de trabajo puede consistir desde un tubing de 2 3/8 pulgadas (60,32 mm) con conexiones para tubería de perforación hasta barras de perforación de tamaños más grandes. Es importante el diámetro externo de una tubería de trabajo y de sus uniones ya que debe ser lo suficientemente pequeña como para no quedar atascada en el pozo.

EMPAQUETADOR

El packer es un elemento que se utiliza para sellar el área entre el tubing y el casing. También aísla la tubería de revestimiento de las altas presiones de producción o de estimulación y los fluidos corrosivos. Por eso, en general se lo coloca apenas por encima de la formación en producción. Existen empaquetadores múltiples para aislar múltiples zonas y poder producirlas sin que se mezclen. También existen ciertos empaquetadores que permiten realizar trabajos especiales, tales como inyección de cemento, tratamiento ácido y fracturación.

Por cuestiones de seguridad operativa, antes de bajar un packer al pozo, deberá correrse un trépano, un rascador para casing y una canasta recuperadora de desechos. Esto asegura que el empaquetador pueda bajarse y no se trabe antes del punto programado.

En caso de falla o cuando se va a reparar un pozo, el packer puede ser liberado y retirado del pozo (recuperable) o puede ser fresado (tipo permanente). La mayoría de los packers recuperables se pueden reparar, en el lugar de trabajo, cambiando sellos y mordazas.

Podemos encontrar empaquetadores especialmente diseñados que se usan para una tarea



o circunstancia en particular:

Empaquetador con cuña desviadora. Se utiliza para desviación en casing. A esta clase de packers se los puede direccionar desde la superficie.

Empaquetador de ensayo inflable. Puede bajarse al pozo e inflarse y desinflarse desde la superficie, a través de un tubing externo (en general, 1/4 de pulgada, 6.35 mm) A menudo se corren en pares para pruebas de ensayo de formación.

Hay diferentes maneras de fijar los empaquetadores. Los siguientes son los mecanismos más comunes para su fijado:

Forma hidráulica de fijación. Un conjunto de asiento de bola activable por bombeo se establece cerca del fondo del tubing para aplicar presión. Después de haber fijado el empaquetador y de haber removido por bombeo el asiento y la bola, se baja un niple empaquetador como parte de la columna del tubing.

Instalación en forma mecánica. El packer junto al niple empaquetador se bajan a la profundidad de fijación con la columna de tubing. Las mordazas superiores se liberan por rotación. Luego, se aplica tracción lo que activará el elemento de empaque y las mordazas inferiores. Posteriormente una aplicación de peso equivalente hacia abajo permitirá controlar la efectiva fijación de las mordazas inferiores.

Fijación con cable de perfilaje. Una pequeña descarga de corriente eléctrica, que se transmite a través del cable de perfilaje, detona una carga de pólvora en el conjunto de fijación. Esto brinda la fuerza necesaria para fijar el empaquetador. Cuando se aplica al empaquetador esta fuerza, se corta el perno del adaptador del cable de perfilaje, permitiendo la extracción del cable del pozo.

Con cable de pistoneo o cable simple. Se instala en el empaquetador un dispositivo de fijado por presión y se baja hasta la profundidad deseada con el cable. Se coloca un accesorio que se usa para provocar "impacto en el cable de pistoneo o alambre y se lo deja caer al pozo. Impacta sobre la herramienta y activa en forma mecánica el dispositivo fijador al disparar un detonador, en forma similar al caso anterior.



Niple Empaquetador

NIPLE EMPAQUETADOR

Los niples para empaquetar se colocan en el fondo de la columna del tubing y se insertan en algunos tipos de empaquetadores. Estos permiten sellar y evitar que el fluido y la presión se desplacen entre el tubing y el packer hacia el espacio anular.

Existe además un niple empaquetador de tipo de agarre que se traba con el empaquetador y permite aplicar tensión al tubing, si así se lo desea.

TAPÓN-PUENTE

Se trata de una clase de tapón que se utiliza para evitar que el fluido o la presión se comuniquen hacia arriba o hacia abajo desde ese punto del casing. Pueden ser permanentes o temporarios. A menudo se los utiliza para dar mayor seguridad, mientras se saca o instala el árbol de producción. En el caso de problemas atmosféricos extremos, los tapones-puente se corren para que el equipo pueda retirarse de la locación o evacuarse lo antes posible.

Por otra parte pueden fijarse entre punzados, mientras se inyecta cemento, se fractura o se trata con ácido la zona superior. Se bajan con la columna de trabajo o cable de perfilaje y se fijan en forma similar a los empaquetadores.

JUNTA DE ABRASIÓN

Se utilizan en pozos de terminación múltiple para proteger el área de tubería de producción que debe permanecer frente a los punzados superiores, zona normalmente expuesta a la acción de fluidos abrasivos, corrosivos o cargados de arena. Es una sección de tubería que es recubierta exteriormente con caucho, carburo de tungsteno, material cerámico, o que

Tapón puente



está hecha directamente de una aleación especial. Estos recubrimientos se utilizan para reducir la abrasión provocada por el flujo del fluido producido por el pozo.

UNIÓN DE SEGURIDAD

Es una unión con rosca de perfil ancho. Permite liberar rápida y fácilmente el equipo de fondo de pozo de la columna de tubing mediante rotación inversa o mediante corte de un seguro. Las uniones de seguridad se colocan por encima de aquellas herramientas que puedan atascarse fácilmente en el pozo Esto permite sacar en forma rápida la columna para que se puedan bajar herramientas de pesca.

CAMISA DE CIRCULACIÓN

Muchas veces es conveniente tener la posibilidad de circular el espacio anular entre la tubería y el casing sin desclavar el empaquetador ni el stinger o el niple empaquetador del mismo. La camisa de circulación es una abertura lateral que se puede abrir y cerrar mediante un cable o alambre. Se utilizan para circular o ahogar un pozo sin remover el árbol de producción. Recordar que en los pozos que contienen fluidos muy corrosivos o cargados de arena, las camisas de circulación pueden fallar o quedar trabadas en posición abierta o cerrada.

Las camisas de circulación son útiles en las zonas superiores que pueden ser explotadas o cerradas en una etapa posterior sin tener que movilizar un equipo de reparación. Esto se logra punzando la zona, dejando un fluido de terminación frente a la formación, bajando un empaquetador (en algunos casos, un empaquetador dual superior), y bajando la camisa de circulación como parte de la columna de tubing, hasta que quede frente a la zona a explotar. La camisa puede abrirse mediante cable cuando se desee obtener producción de la zona. También puede cerrarse la zona de la misma manera.

Pueden bajarse varias camisas de circulación en una misma columna de tubing. Estas pueden abrirse o cerrarse a la vez, en una sola carrera de cable/alambre. También se pueden abrir o cerrar individualmente si así se lo requiere. Presentan una configuración interior de perfil de niple por encima de la camisa deslizable interior y una superficie pulida para empaque por debajo como parte integral del conjunto. Esto constituye un alojamiento para niples de enganche adicionales en la columna de tubing que permite la utilización de una amplia variedad de herramientas de control de flujo. Consta de orificios ecualizadores en la unión interior que están diseñados para compensar la diferencia de presión entre el tubing y el espacio anular del casing, antes de pasar a las posiciones de cierre total o de apertura total. Seguros de traba de tres etapas ayudan a mantener las camisas en posición de cierre o apertura total.

Camisa de Circulación



Además de los diseños operados con cable ó alambre, cierta clase de uniones puede operarse mediante tensión o compresión y con diseños para abrir hacia arriba y cerrar hacia abajo, o viceversa. Se los suele ubicar frente a una sección de engravado donde el elemento sello de la camisa queda retenido en el niple y no se mueve cuando se opera la camisa.

NIPLE DE ASIENTO

El niple de asiento es un niple que se coloca en la columna y cuyo diámetro interno es apenas menor que el de la tubería. Este diámetro menor permitirá el apoyo o "asiento" de herramientas tales como la bomba de profundidad del bombeo mecánico por varilla.

NIPLE DE ALOJAMIENTO

Los niples de alojamiento o con perfil son colocados en la columna de tubing y permiten ubicar en la misma diferentes dispositivos, tales como los operados con cable o alambre y los reguladores recuperables de flujo. Esto se logra mediante un "receso" en el diámetro interno de la herramienta. Este receso o ranurado, tiene un diseño o perfil particular dentro de la columna. El perfil del receso recibe y/o engancha las herramientas correspondientes tales como válvula de gas lift, tapones ciegos, válvulas reguladoras de flujo de subsuelo, estranguladores.

Es utilizado también para soporte de instrumentos de registro de presión o temperatura. La configuración puede ser concéntrica o excéntrica, y puede tener aberturas para permitir la utilización de dispositivos que permitan la comunicación entre la tubería y el espacio anular. En caso de operar con más de uno a la vez, se los denomina "niples de alojamiento selectivos". A medida que se asciende en el pozo, las secciones verticales de los recesos de los niples de enganche selectivos son más cortas, lo que permite que se utilice más de una herramienta en la misma columna. Generalmente tiene un mandril de fijación para mantener la herramienta en su lugar.

La ubicación y cantidad de los mismos debe considerarse cuidadosamente durante las etapas de planeamiento de terminación, para permitir la máxima versatilidad en la disposición de los accesorios de control.

MANDRIL

El término "mandril" tiene muchos significados. Se lo puede usar para referirse al cuerpo principal de una herramienta, o a un eje alrededor del cual están dispuestas o unidas otras partes de una herramienta, o que se ajusta al interior de un cilindro o tubo. Con este nombre también se designa a un miembro de contención de presión o al tubo/vástago de operación en herramientas (por ejemplo, empaquetadores, herramientas de derivación, herramientas de ensayo de formación. Se lo utiliza, en forma muy general, para referirse al miembro de alojamiento de herramientas tales como el mandril de gas lift. En las operaciones con cable o alambre, el término "mandril" designa a las herramientas que se enganchan en la pared interior del tubing mediante cuñas o mordazas, o que se encastran en niples de enganche.



COLLAR DE FLUJO

Es normal que la erosión constituya un problema tanto por encima como por debajo de un niple de asiento. Esto se debe a las corrientes parásitas o a las turbulencias provocadas por el cambio de diámetro interno. Por lo tanto, se emplean cuplas de flujo construidas con acero endurecido o con aleaciones especiales, generalmente de entre 1 a 3 metros (3 - 10 pies) de largo. Se colocan cubriendo las áreas de flujo turbulento para evitar fallas en la tubería. Son simplemente tramos de tubo de pared más gruesa con las conexiones de rosca necesarias. El diámetro interno es igual al de la tubería.

VÁLVULA DE GAS LIFT

Las válvulas de gas lift se bajan al hoyo para elevar el fluido de formación en el pozo cuando se requiera un aumento en la producción, o cuando la presión de fondo de pozo sea insuficiente y se disponga de una cantidad suficiente de gas de alta presión.

El gas de alta presión ingresa a la tubería desde el casing, en flujo intermitente o continuo a través de las aberturas de la válvula, produciendo un descenso de la presión en el fondo del pozo y permitiendo de esta manera el flujo de la formación. El diseño de la válvula de gas lift es específico para cada pozo. Para realizarlo se tienen en cuenta la presión en el fondo del



pozo, porcentaje de agua y volumen de petróleo que se extrae por día.

CEMENTADOR RECUPERABLE

El cementador recuperable es un empaquetador (generalmente fijado en forma mecánica) que se utiliza para realizar una inyección específica de cemento a presión, un tratamiento ácido de alta presión o un posible ensayo del pozo. Se lo puede sacar, o recuperar, y no constituye parte del equipamiento de producción del pozo.

Cementador recuperable



TAPÓN RETENEDOR DE CEMENTO

Los retenedores de cemento son empaquetadores permanentes fijados con cable o tubing, se utilizan en las operaciones de inyección de cemento a presión, y son posteriormente rotados antes de iniciar los punzados. Trabajan como una válvula de doble vía accionada por la columna de tubing.

Se cierra cuando se levanta y se abre cuando se la baja. La válvula cerrada garantiza el mantenimiento de la última presión de la inyección de cemento, mientras permite que todo exceso de cemento sea retirado por circulación inversa. Esta característica es de suma importancia para aislar de la presión hidrostática a la zona en que se realiza la inyección a presión durante operaciones de inyección a presión por etapas en pozos de bajo nivel de fluido.

LAVADORA DE CIRCULACIÓN

Esta es otra herramienta no permanente que se utiliza para realizar tratamientos ácidos o para lavar punzados. Se la utiliza también para verificar la penetración y establecer inyectabilidad. Es una herramienta del tipo tándem que permite empaquetar hacia arriba y hacia abajo, que tiene empaques inflables o copas expandibles y es generalmente de construcción modular para permitir reparaciones rápidas de las piezas desgastadas. Una camisa montada en la porción superior de la herramienta abre y cierra las aberturas de circulación entre la tubería y el espacio anular. Esto permite la circulación por inversa de arena o residuos del pozo.

El espacio entre copas empaquetadoras es ajustable como para aislar una zona con la longitud necesaria. En general, la distancia entre las copas interiores puede ir desde 6 pulgadas hasta 42 pulgadas (1066 mm.), aumentando de a 6 pulgadas (152 mm). Cuando se saca la herramienta, se abren las aberturas de circulación para permitir el drenaje de los fluidos de la tubería. Se puede abrir la herramienta a voluntad, de manera de contar con una vía de circulación para inyectar fluidos de lavado.

FRESA

Cortar una pequeña parte de las mordazas del retenedor o empaquetador permanente es suficiente para librarlos. Las fresas tienen un manguito con el frente cortador, por lo general de carburo de tungsteno, de un diámetro apenas menor al diámetro interno del casing. Al girar, corta las mordazas y libra al empaquetador del casing. Normalmente es más fácil y más limpio cortar las mordazas y retirar el empaquetador que rotarlo todo. Se puede utilizar una herramienta de pesca junto con la fresa, para asegurar que el empaquetador será extraído del pozo, evitando así un viaje extra para retirarlo.

CANASTAS RECUPERADORAS Y DE CIRCULACIÓN INVERSA

Las canastas recuperadoras son dispositivos que ayudan a remover material fresado o perforado. Estas



herramientas se utilizan en el fondo de la columna. Al circular en forma directa o por inversa, de acuerdo al tipo de herramienta, se barren los desechos al interior de una canasta interior. Los desechos pesados que no pueden ser recuperados a la superficie mediante circulación son atrapados por la canasta. Se debe evitar recoger demasiado material con las canastas mientras se fresa o perfora. Es necesario controlar que no haya demasiado torque, dado que las lengüetas del retenedor de la canasta de circulación pueden romperse, lo que dejará más residuos en el pozo.

Los llamados substitutos canasta son dispositivos tipo balde, que se enroscan encima de la fresa o el trépano. Su diámetro externo es un poco menor al diámetro del pozo. Los fluidos y los recortes del fresado circulan hacia arriba hasta la restricción del área anular, y luego pierden velocidad cuando alcanzan el borde del bolsillo de la canasta. Aquí, las partículas se deslizan hacia abajo y caen dentro del cesto. La reducción de diámetro de la herramienta en el interior de la cámara es su punto débil. Si se la exige demasiado, se pueden producir roturas.

RASCADORES DE CAÑERÍA

Los rascadores se utilizan para eliminar substancias extrañas adheridas a las paredes del casing, tales como costras, rebordes de punzados o película de cemento. El rascador puede ser usado reciprocando o rotando en el extremo de la columna de trabajo. Por lo general se coloca sobre la fresa o el trépano. La acción de raspado la producen unas cuchillas activadas por resortes, que raspan el diámetro interno del casing. El uso prolongado del rascador puede provocar excesivo desgaste en el casing.

DESABOLLADOR ROTATIVO (Casing roller)

El desabollador de casing está constituido por una serie de rodillos resistentes para tareas pesadas, que tienen superficies de rotación excéntricas montadas en un mandril. Se lo utiliza para restaurar el diámetro interno y la forma circular de casings aplastados, abollados o deformados.

Los rodillos están asegurados por una nariz cónica rotativa que está vinculada al mandril por un conjunto de bolas de rodamiento robustas que corren por un alojamiento ranurado entre la nariz y el extremo inferior del mandril. Por lo general, estas herramientas pueden reajustarse para ser utilizadas en casings de distinto tamaño. Esto se realiza cambiando los rodillos.

PERA DESABOLLADORA

Se utiliza para restaurar el diámetro interno y la forma circular de casings aplastados, abollados o deformados. Por lo general, es una herramienta de una sola pieza sólida o de paredes gruesas, cuyo diámetro va de menor a mayor en forma gradual hasta casi alcanzar el de la tubería o el casing en reparación.



CENTRALIZADOR

Es un dispositivo que se utiliza para centrar u orientar tuberías, casings, herramientas de cable/alambre y cañones de punzado dentro del pozo. El uso más habitual de los centralizadores es el de evitar que el casing se adhiera a la pared del pozo mientras se lo está cementando. Al centrar el casing, el cemento puede circular en forma pareja por todos lados, logrando así un mejor resultado de cementación.

El centralizador es, por lo general, un mecanismo articulado que se ajusta al diámetro del casing. Algunos tipos de centralizador se deslizan por el tubo y se fijan en su lugar con tornillos. Los centralizadores de tipo sólido se fabrican de manera que puedan ser enroscados para formar parte de la columna del casing. Otros centralizadores se incorporan dentro del diseño de la herramienta.

RESUMEN

A menudo, las fallas en el equipo de subsuelo hacen necesarias las tareas de reparación. Es imprescindible identificar las características exactas como longitud, diámetro externo e interno, tipo de rosca, ubicación, etc. de todo el equipo de subsuelo antes de comenzar los trabajos. Los problemas que se presentan, o los ya existentes, son más fáciles de resolver cuando se conoce el equipo que puede haber fallado.

Rascador de cañería


6 - MECÁNICA DE LAS SURGENCIAS 6-1

Capítulo 6 - MECÁNICA DE LAS SURGENCIAS

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Comportamiento de las surgencias............................................................................ 6-3

Un reventón es una surgencia que no ha sido controlada......................................... 6-3

Cómo determinar la naturaleza de la afluencia.......................................................... 6-3

Surgencias líquidas.................................................................................................... 6-4

Surgencias de petróleo y de agua.............................................................................. 6-4

Gas en la boca del pozo............................................................................................. 6-4

Ley general de los gases........................................................................................... 6-5

Expansión de gas....................................................................................................... 6-5

Situación de no expansión.............................................................................. 6-6

Expansión descontrolada................................................................................ 6-7

Expansión controlada..................................................................................... 6-7

Migración de gas............................................................................................. 6-8

Máxima presión en superficie estimada por surgencia.............................................. 6-9

Influencia de la posición de la surgencia.................................................................... 6-9

Presiones de surgencia.............................................................................................. 6-10

Surgencias múltiples................................................................................................... 6-11

Surgencias de gas con fluidos de base petróleo........................................................ 6-11

Inyección gasificada................................................................................................... 6-11

Comportamiento y solubilidad del gas........................................................................ 6-12

Resumen.................................................................................................................... 6-12



MECÁNICA DE LAS SURGENCIAS

COMPORTAMIENTO DE LAS SURGENCIAS

En forma simple, una surgencia es el desplazamiento de fluido hacia la boca del pozo, causado por una entrada no deseada de fluido de formación al pozo. Si la presión hidrostática del lodo se mantiene levemente por encima de la presión de formación, la surgencia no tendrá lugar. Del mismo modo:

UN REVENTÓN ES UNA SURGENCIA QUE NO HA SIDO CONTROLADA

Si a una surgencia no se la reconoce y se le permite progresar, expulsará fluido del pozo. Si a una surgencia no se la controla, puede transformarse en un reventón. Si el pozo empuja fluido de una zona a otra formación, se producirá un reventón subterráneo. El personal del equipo debe estar preparado para controlar el pozo en caso de surgencia.

Resulta imprescindible entender el comportamiento y los efectos de las surgencias, para lograr evitar que se conviertan en reventones. Las surgencias gaseosas y líquidas (agua y petróleo) se comportan de manera diferente en la boca del pozo.

Debe permitirse la expansión de la burbuja gaseosa a medida que asciende, de manera que la mayor parte de la expansión se produzca cerca de la superficie. Tener en cuenta que tanto una falta de expansión como una expansión no controlada de las surgencias gaseosas puede inducir un reventón.

Dado que el gas migra y presuriza la boca del pozo resulta imprescindible controlar las presiones de cierre de pozo. Cuando se cierra el pozo, se deben utilizar procedimientos de purga para permitir la expansión del gas, por lo menos hasta que se comience a ahogar el pozo.

CÓMO DETERMINAR LA NATURALEZA DE LA AFLUENCIA

Lógicamente es de mucha utilidad saber si el fluido intrusivo es gaseoso o líquido (agua o petróleo). Esto se logra calculando la densidad, que en el caso del agua salada es de entre 8,5 y 10,0 ppg (1018 y 1198 g/l). La del gas es de menos de 2,0 ppg (240 g/l.). Si la densidad está entre 2,0 y 8,5 ppg (240 y 1018 g/l), es de esperar que el fluido intrusivo sea una mezcla de gas, petróleo y agua.

Para determinar el tipo de fluido que ha ingresado al pozo, se debe medir con la mayor precisión posible el incremento de volumen en barriles (m3) en las piletas de inyección. Por empezar esto indica el tamaño de la surgencia.

¿Cuál será el largo de la surgencia en el pozo? Esto se calcula dividiendo la cantidad de barriles (m3) de incremento por la capacidad anular entre el pozo y la tubería. Luego, partiendo de la longitud de la columna de la surgencia, se puede calcular su densidad. A continuación, se detalla la ecuación y los problemas de ejemplo.

Las presiones de cierre son PCIBS = 400 psi (28 kg/cm2) PCIC = 600 psi (42 kg/cm2)

Demás datos necesarios:

Diámetro del pozo = 8 ½” (216 mm) Diámetro de portamechas = 6 ½” (165 mm)

Capacidad del pozo alrededor del portamechas =0,029 bbls/pie (15,13 l/m).

Densidad del Lodo = 11,8 ppg (1414 g/l)

Incremento en las piletas = 15 bbls (2,38 m3)

El conocimiento de la diferencia entre las afluencias gaseosas y las líquidas permitirá manejar ciertos problemas de diferentes maneras. Con el cálculo de la densidad de la



surgencia, se puede descubrir si la entrada es de agua, petróleo o gas puros. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que tanto en el petróleo como en el agua puede haber algo de gas. Por lo tanto, todas las surgencias deben ser consideradas gaseosas a menos que se verifique lo contrario. Para estimar la densidad de una surgencia tenemos:

Longitud de la surgencia (pies) = Tamaño de la surgencia (Incremento en piletas) (bbls) / Capacidad anular del portamechas (bbls/pies)

Longitud de la surgencia (m) = Tamaño de la surgencia (Incremento en piletas)(m3) x 1000 (l/m3) / Capacidad anular del portamechas (l/m)

Densidad estimada de la surgencia (ppg) = Densidad actual del lodo (ppg) - {(PCIC - PCIBS) /

(Longitud de la surgencia (pies) X 0,052)}

Densidad estimada de la surgencia (gr/l) = Densidad actual del lodo (gr/l) - {(PCIC - PCIBS)/ Longitud de surgencia (m) x 0,1))

SURGENCIAS LÍQUIDAS

Las surgencias líquidas, de agua salada o de petróleo, por ejemplo, no se comprimen ni se expanden de manera apreciable. Si la surgencia líquida no se expande cuando se la circula al exterior del pozo, la presión del casing no aumentará, como se espera de una surgencia gaseosa.

Si se las compara con las gaseosas, se puede decir que las surgencias líquidas no migran. Si no hay migración, las presiones de cierre no aumentan como en una surgencia de gas.

SURGENCIAS DE PETRÓLEO Y DE AGUA

El petróleo y el agua prácticamente no se pueden comprimir. Por otra parte no se presenta una expansión apreciable a medida que se reduce la presión que se les ejerce. Por esta propiedad, la velocidad de bombeo y el caudal de retorno no tendrán variación a medida que se circula la surgencia líquida al exterior del pozo. Esto es siempre que no se permita el ingreso de una nueva afluencia. Con métodos de ahogo de presión de fondo constante, la presión hidrostática en el lado anular sólo cambiará si hay variaciones en la geometría del pozo. También cambiará la presión del casing, debido a los ajustes del estrangulador, a medida que el lodo más pesado reemplace al lodo original y al fluido de la surgencia. Estos cambios no son tan pronunciados como en las surgencias de gas.

Casi todas las afluencias de agua contienen algo de gas disuelto que hará que las presiones de superficie sigan el mismo patrón, pero en menor medida, que las surgencias gaseosas. Por lo tanto, toda surgencia debe abordarse como surgencia gaseosa.

GAS EN LA BOCA DEL POZO

El gas se puede comprimir, el volumen que ocupa depende de la presión a que se lo somete. Si la presión aumenta, su volumen disminuye. La relación volumen/presión varía con los diferentes tipos y mezclas de gas. No obstante, el comportamiento del gas natural se puede entender utilizando el concepto de proporción inversa. Lo cual significa que si se duplica la presión, el gas se comprimirá a la mitad de su volumen original. Por el contrario, si se reduce la presión a la mitad, el gas se expandirá al doble de su volumen original.

Dado que el gas es más liviano que los líquidos, puede haber una migración tanto si el pozo está cerrado como si no lo está. Aunque el gas se puede llegar a separar en burbujas más pequeñas, la mayoría de los estudios describen a las afluencias como una única burbuja de gas. Es necesario comprender las reglas generales del comportamiento del gas para poder



mantener a las surgencias gaseosas bajo control.

LEY GENERAL DE LOS GASES

La ley general de los gases indica que el volumen que ocupa se relaciona directamente con la presión de confinamiento. Ver Ley de Boyle-Mariotte. Este enunciado se ve modificado cuando hay variaciones de temperatura, o cuando no se aplica a un gas perfecto. La ley general de los gases es la siguiente:

P1 xV1 = P2xV2 T1 x Z1 T2 x Z2

Donde :

P1 = Presión absoluta original V1 = Volumen original T1 = Temperatura absoluta original Z1 = Variación de la compresibilidad del gas perfecto en P1y T1 (P,V,T,Z)2 = Valores en cualquier otra condición

La ley general de los gases indica que si no se permite la expansión de un gas, la presión se mantiene igual, esto es exceptuando las variaciones producidas por la temperatura y por el factor de compresibilidad (Z). De manera simple, esto significa que si una burbuja de gas llega a la superficie desde el fondo de pozo sin que se le permita expandirse, su presión será la misma que la que tenía en el fondo. Así, el gas presurizado puede afectar el pozo hasta el punto de que puedan ocurrir fallas en el equipo, fractura de la formación, o pérdida de circulación. Es por eso que no se puede ahogar una surgencia gaseosa manteniendo constante el volumen de las piletas o bombeando un barril (0,159 m3) por cada barril (0,159 m3) que fluye del pozo.

La variación respecto de la compresibilidad del gas perfecto, esto es el efecto del factor Z, también ayuda a limitar la expansión. Este factor muestra cuánta resistencia a la compresión del gas se verifica a diferentes presiones. Por ejemplo, el metano se licúa a aproximadamente 6000 psi (420 kg/cm2), y no se comprime mucho más allá de ese punto. Esto queda demostrado cuando se incluye el valor (Z) del metano en la ecuación.

Debido al efecto de la temperatura, en la práctica, las presiones nos son tan altas como se podría esperar. Cuando el gas asciende, se enfría. Este enfriamiento se acentúa cuando se permite la expansión. A medida que el gas se enfría, la presión se reduce. Otro factor no incluido en la ley general de los gases es la solubilidad; cuando un gas se disuelve en un fluido, se reduce el volumen del gas libre. Por lo tanto, las presiones finales en superficie se ven disminuidas.

Por el contrario, si el gas sube a la superficie y se expande sin ningún control, ocupará tanto volumen en el espacio anular que expulsará grandes cantidades de fluido del pozo y por ende reducirá la presión de fondo. Entre los extremos de no permitir ninguna expansión y permitir una expansión libre del gas, se han desarrollado métodos de control de pozo que permiten una expansión controlada del gas.

EXPANSIÓN DEL GAS

Lógicamente, cuando penetre gas, su efecto en el pozo dependerá de cómo se lo maneje. Hay varias formas de abordar este problema. Es un hecho evidente en toda la historia de la explotación petrolera que el manejo incorrecto de una surgencia de gas puede tener consecuencias peligrosas. Aun en el presente existen muchas prácticas y puntos de vista diferentes acerca de como ahogar un pozo. Los siguientes ejemplos muestran cómo actúa el



gas en el pozo e indica la mejor solución para este problema. Por razones de simplicidad, se considerará al gas como una única burbuja, y no se tendrán en cuenta los efectos de temperatura, compresibilidad, tipo de fluido y solubilidad en los siguientes ejemplos.

No expansión

Expansión descontrolada

Expansión controlada

Situación de no expansión

En un pozo de 10.000 pies (3048 m) que contiene fluido de 10 ppg (1198 g/l), se pistonea un barril (0,159 m3) de gas durante una conexión. El pozo se cierra, y se circula la burbuja hacia la superficie manteniendo constante el volumen en las piletas. En otras palabras, no se permite que el gas se expanda. Por razones de simplicidad, no se tomarán en cuenta los efectos de la temperatura y la compresibilidad, a pesar de que inciden sobre la respuesta.

La presión de fondo de pozo que ejerce la columna de fluido es de 5200 psi (364 kg/cm2) y el volumen del gas es de 1 barril (0,159 m3). Si se circula el gas hasta la mitad del pozo, la presión hidrostática sobre la burbuja de gas será de sólo 2600 psi (182 kg/cm2). Sin embargo, la presión de la burbuja de gas todavía será de 5200 psi (364 kg/cm2), de acuerdo a la ley general de los gases. La presión anular en la superficie será de 2600 psi (182 kg/cm2), que es la diferencia entre la presión de la burbuja de gas y la presión hidrostática sobre la misma. La presión de fondo de pozo será igual a la presión de la burbuja más la presión anular de superficie, es decir, 7800 psi (546 kg/cm2). Cuando la burbuja llegue a la superficie, la presión allí será de 5200 psi (364 kg/cm2), mientras que la de fondo de pozo será de 10.400 psi (728 kg/cm2). Esto equivale a un fluido de 20 ppg (2396 g/l). En este caso, seguramente habrá pérdida de circulación antes de que la burbuja llegue a la superficie.

PRESIÓN DE SUPERFICIE 0 PSI 1300 PSI 2600 PSI 3900 PSI 5200 PSI

0 pies

2500 pies

5000 pies

7500 pies

10 000 pies

PRESIÓN FONDO DE POZO 5200 PSI 6500 PSI 7800 PSI 9100 PSI 10400 PSI

GANANCIA DE VOLUMEN 0 0 0 0 0

Del ejemplo de no expansión se pueden aprender dos cosas:

Figura 1 - No Expansión

Ascenso de un barril de gas sin expansión



1. No se debe tratar de ahogar un pozo con volumen constante en las piletas

2. No se debe permitir que el pozo permanezca cerrado por mucho tiempo si las presiones continúan subiendo. El aumento de la presión probablemente significa que hay gas en ascenso. En este caso se debe mantener la presión de la tubería constante mediante procedimientos adecuados de purga con el estrangulador.

Expansión descontrolada

Lo opuesto a no permitir la expansión del gas es circularlo sin mantener una contrapresión. Nuevamente, se pistonea 1 barril (0.159 m3) de gas al pozo. Esta vez, no se lo cierra, y la bomba comienza a circular la burbuja al exterior. De acuerdo a la ley general de los gases, cuando éste llega a la mitad del pozo, se expande a 2 barriles (0,318 m3). Cuando recorre tres cuartas partes del camino, su volumen es de 4 barriles (0,636 m3). A medio camino entre ese punto y la superficie, se expande a 8 barriles (1,272 m3). A esta altura, se presentan una o dos preguntas: si la burbuja se está expandiendo y está desplazando fluido del pozo, ¿cuánta presión hidrostática perdió? Esta pérdida, ¿puede hacer que el pozo comience a fluir? En este momento, es posible que más gas esté entrando en el pozo, esté desplazando más fluido, y esté impulsando el flujo del pozo más velozmente. La situación se descontrola y el pozo está próximo al reventón.

Ascenso de un barril de gas con expansión descontrolada


0 pies

2500 pies

5000 pies

7500 pies

10 000 pies

PRESIÓN FONDO DE POZO 5200 PSI 5197 PSI 5190 PSI 5170 PSI ¿PSI?

GANANCIA DE VOLUMEN

Bbls 0 0,3 1 3+ 350+

Figura 2 - Expansión Descontrolada

Expansión controlada

En el caso de bombear una surgencia de gas al exterior con expansión controlada, se debe permitir que el gas se expanda, pero manteniendo la presión de fondo de pozo igual o un poco por encima de la presión de formación. Se permite el incremento de volumen en las piletas de inyección. Cuando se siguen métodos normales para ahogar un pozo (del Perforador, Espere y Densifique, Concurrente) se permite que salga más fluido del que se



bombea hacia adentro, esto es lo que posibilita que el gas se expanda. El operador del estrangulador mantiene una "contrapresión", para que se expanda de manera tal que la contrapresión, más la presión del gas, más la presión hidrostática de todos los fluidos que hay en el pozo, igualen a la de la formación. Los procedimientos normales para ahogar un pozo permiten la expansión controlada del gas mientras se lo bombea a la superficie.


0 pies

2500 pies

5000 pies

7500 pies

10 000 pies

PRESIÓN FONDO DE POZO 5200 PSI 5200 PSI 5200 PSI 5200 PSI 5200 PSI

GANANCIA DE VOLUMEN

Bbls 0 0,3 1 3 27

Migración de gas

Es necesario controlar las presiones de cierre ya que estas pueden aumentar a medida que el gas asciende a través del fluido del pozo, cuando el mismo esté cerrado. Recordar que la migración del gas puede aumentar las presiones en el pozo hasta llegar a la rotura de la formación o del equipamiento.

Debemos mantener las presiones de la tubería o de la barra de sondeo dentro de los parámetros establecidos durante la planificación (PCIBS estabilizada, o presiones calculadas), mediante la purga de cantidades pequeñas de fluido por el estrangulador. Esto permite una expansión controlada. Es preferible la presión de la tubería, ya que no debería estar contaminada por el gas y posee una geometría supuestamente conocida. En cambio el anular del pozo puede no tener una geometría tan consistente, además de estar contaminado por los fluidos del pozo. Si no se dispone de presión de tubería por trépano tapado, tubería afuera del pozo, etc. debemos emplear la presión del casing hasta que se resuelva el problema. Debemos tener en cuenta que si se desea mantener constante la presión del casing, se deberá purgar un cierto volumen de fluido del pozo. Este volumen debe ser medido cuidadosamente, dado que este fluido estaba contribuyendo a la presión hidrostática. Debemos permitir el aumento de la presión del casing para compensar esta pérdida. Las siguientes son ecuaciones útiles para los problemas de migración de gas y purga.

Problema

Utilice la siguiente información para calcular la pérdida de presión hidrostática.

Figura 3 - Expansión controlada



Mientras se mantenía la presión de superficie en los niveles apropiados, se observó un incremento de 5 barriles (0,795 m3) en el tanque de maniobra (trip tank). ¿Cuánta presión hidrostática se perdió? El peso del fluido es de 12 ppg (1440 g/l) y el pozo tiene un diámetro de 95/8" (244 mm), y con barras de sondeo de 4 1/2" (114 mm) (capacidad anular 0,07 bbls/pie [36,52 l/m])

Pérdida de Presión (psi) = Barriles ganados / Cap. anular (bbls/pies) X Factor de conversión X densidad del Fluido (ppg)

Pérdida de Presión (kg/cm2) = m3 ganados / Cap. anular (l/m) X Factor de conversión 0,1 X densidad del Fluido (g/l) X 1000 (l/m3)

Problema

Utilice la siguiente información para calcular la presión que se necesitará para reemplazar la presión hidrostática de un fluido a medida que se lo purga del pozo.

Se está controlando una migración ascendente de gas en un pozo de 9 5/8" con barras de sondeo de 4 1/2" (capacidad anular de 0,07 bbls/pie [36,51 l/m]). Se purgaron 8 barriles (1,27 m3) de fluido de 12 ppg (1440 g/l).

Pérdida de Presión (psi) = Barriles ganados / Cap. anular (bbls/pies) X Factor de conversión X densidad del Fluido (ppg)

Pérdida de Presión (kg/cm2) = m3 ganados / Capacidad anular (l/m) X Factor de conversión 0,1 X densidad del Fluido (g/l) X 1000 (l/m3)

MÁXIMA PRESIÓN EN SUPERFICIE ESTIMADA POR SURGENCIA

La máxima presión en superficie estimada que puede esperarse de una surgencia que se maneja de manera incorrecta es totalmente impredecible, porque la presión se regula con la bomba y con el estrangulador. Si el fluido de surgencia es gas, y se le permite migrar a la superficie sin liberar presión, la presión de superficie puede alcanzar entre el cincuenta y el noventa por ciento de la presión de la formación productora, esto es considerando que nada falle pozo abajo o en superficie. Tener en cuenta que tanto la solubilidad del fluido de surgencia en el fluido como la temperatura reducen el tamaño de la afluencia y, por ende, la presión.

Generalmente la presión máxima en superficie de una surgencia de gas ahogada con el Método del Perforador será mayor que la resultante del método de Espere y Densifique. Además, está será algo mayor que la presión de cierre de tubería original. La presión máxima obtenida por el método Concurrente estará en un punto intermedio entre la de los métodos del Perforador y Espere y Densifique. Resulta imposible calcular con precisión la presión máxima de superficie de una surgencia de gas, dado que no conocemos su solubilidad en el fluido del pozo, además de la composición y las dimensiones exactas de la surgencia.

INFLUENCIA DE LA POSICIÓN DE LA SURGENCIA

Tengamos en cuenta que evitar la pérdida de circulación es un factor fundamental. Sabemos que durante una surgencia, la presión en cualquier zona débil del pozo es igual al peso de la columna de fluido sobre ese punto más la presión del casing en la superficie. Normalmente la zona débil se encuentra cerca del zapato del casing. Si se procede a mantener la presión constante en el fondo del pozo (ya sea cuando se circula una surgencia o cuando se permite que ascienda el gas) las presiones sobre la zona débil aumentarán sólo hasta que el gas llegue a dicho punto.

Cuando el fluido de surgencia sobrepasa este punto, la presión se reduce porque la columna que está por encima generalmente pesa menos, excepto que se trate de agua salada. Si se



mantienen presión de fondo y densidad de fluido constante por debajo del punto débil, la presión allí se mantendrá constante a medida que el gas circula hacia la superficie. Si se circula fluido de ahogo por el espacio anular, la presión en el punto débil disminuirá a medida que se circula gas desde allí a la superficie. Si el fluido de ahogo se circula hasta el punto débil y por encima del mismo, y el gas no ha llegado a la superficie, la presión aumentará levemente. Esta afirmación es válida aun cuando la presión de superficie del casing continúe en aumento hasta que el gas llegue a la superficie. Debemos recordar que lo que provoca la rotura de la formación es la suma de las presiones sobre el punto débil, y no solamente la presión que se advierte en superficie.

También es necesario comprender otro aspecto fundamental en cuanto a las presiones en la boca del pozo: la ecuación del fluido de ahogo muestra como reemplazar la presión de cierre en superficie por el empleo de mayor densidad de fluido en el pozo. Esto significa que, si es posible controlar por cierre una surgencia sin perder retorno, también es posible que el pozo reciba el fluido más pesado sin perderlo.

PRESIÓN DE SUPERFICIE 0 PSI 420 PSI 477 PSI 481 PSI

0 pies

10 PPG 10 PPG 10 PPG 10 PPG

ZAPATO 5000 pies 30,2 bbls

29,6 bbls

10 000 pies 20 bbls

Normal Surgencia en fondo

Surgencia abajo del zapato

Surgencia sobre zapato

PRESIÓN EN ZAPATO 2600 PSI 3020 PSI 3077 PSI 3059 PSI

Figura 4 Efecto de la presión de la surgencia en el zapato del casing

La figura precedente ilustra este importante aspecto para la comprensión de los problemas de control de pozos. Una vez que se desplaza por bombeo una surgencia al interior del casing, se reduce el peligro de pérdida de circulación porque la presión en el zapato del casing se estabiliza o disminuye.

PRESIONES DE SURGENCIA

El factor más importante a recordar acerca del tamaño de una surgencia es el siguiente: mientras más se tarde en advertirla y en proceder a controlarla, más difícil resultará la tarea. A mayor surgencia, más presión en el casing. Por esto veremos algunas reglas generales para determinar la presión máxima resultante que podemos esperar

Las presiones aumentan junto con la magnitud y el tamaño de la surgencia.

Las presiones aumentan junto con la densidad del fluido.

Las presiones aumentan junto con la profundidad del pozo.



Las presiones son más bajas con el agua salada y más altas con el gas.

El método para ahogar el pozo afecta la presión de superficie. Aumentar la densidad del fluido antes de circular genera la presión de superficie más baja.

La migración de gas cuando el pozo está cerrado puede aumentar la presión de superficie, aproximándola a la de formación.

Los márgenes de seguridad y el peso adicional del fluido durante operaciones de ahogo pueden inducir presiones de circulación más altas.

SURGENCIAS MÚLTIPLES

Si no se mantiene la presión de fondo adecuada durante la circulación hacia el exterior de una afluencia, puede producirse una nueva surgencia. Luego de circular el fluido de ahogo a la superficie, se debe parar la bomba y se debe cerrar el pozo nuevamente. Si se detecta presión en el casing, existe la posibilidad de que haya ocurrido una nueva surgencia. A veces se requiere una segunda circulación para eliminar la afluencia, debido a un desplazamiento ineficiente del fluido por el pozo y la canalización del influjo. No se debe confundir este episodio con una nueva surgencia.

Las principales causas de las surgencias secundarias son:

Procedimientos de inicio de las operaciones de ahogo luego del cierre.

Presión de tubería inadecuada en relación con las emboladas (caudal).

Gas o lodo que "golpean" al estrangulador.

Errores humanos al encarar fallas mecánicas.

SURGENCIAS DE GAS CON FLUIDOS BASE PETRÓLEO.

Las surgencias de gas en estas circunstancias tienen un comportamiento diferente al que tienen con los fluidos de base acuosa. El gas que penetra en un pozo que está con fluido de base petróleo pasa a solución y se estima que esto ocurre entre el 60 y el 70 % del volumen de gas. En consecuencia, se presentan problemas:

Resulta más difícil advertir la surgencia. Con fluidos de base acuosa, el incremento en las piletas refleja el tamaño de la afluencia de gas. Por ejemplo, un incremento en las piletas de 10 barriles (1,59 m3) al cierre de pozo corresponderá a una afluencia de gas de 10 barriles (1,59 m3). Con un fluido de base petróleo, la misma surgencia sólo causará un incremento en las piletas de 2 a 3 barriles (0,318 a 0,477 m3). Lógicamente esto oculta la gravedad de la surgencia.

Por otra parte el gas en solución no migra, y presenta la apariencia de una surgencia líquida. Si se está utilizando fluido de base petróleo, no se debe asumir que la afluencia es de petróleo o de agua salada. La afluencia se expandirá durante la circulación solamente cuando se esté aproximando a la superficie. Cuando el gas sale de solución, se expande con rapidez. Si se está circulando el pozo, el resultado será una descarga repentina del fluido que está encima del gas a medida que éste se expanda.

Si se está circulando la surgencia con el estrangulador, esta rápida expansión requerirá ajustes del mismo para mantener constante la presión de fondo. El operador del estrangulador debe anticipar el cambio de líquido a gas a medida que la surgencia se aproxima a la superficie, y debe estar preparado para realizar los ajustes necesarios.

INYECCIÓN GASIFICADA

La gasificación del fluido, aunque aparenta ser grave, sólo reduce levemente la presión de



fondo. La naturaleza compresible del gas solamente provoca una gran expansión cerca de la superficie. Una afluencia reducida en el fondo puede gasificar un gran volumen de fluido en superficie.

Cuando se circula una pequeña cantidad de gas hasta la mitad del pozo, la presión hidrostática del fluido se reduce a la mitad. El volumen del gas se duplicará, pero casi no afectará la presión de la columna total. Cuando el gas circula otro trecho equivalente, el volumen se duplica nuevamente, sin afectar todavía la presión de fondo. Cada vez que el gas circula un medio trecho a la superficie desde el último punto alcanzado, su volumen se duplica. Cuando se acerca a la superficie, estos trechos se hacen cada vez más cortos, lo que tiene como resultado un rápido aumento del volumen del gas.

Aunque el efecto total puede ser una severa gasificación del fluido en la superficie, los efectos en el fondo son casi imperceptibles. Por ejemplo, en un pozo de 20,000 pies (6096 m), con un fluido de 18 ppg (2157 g/l), la presión de fondo es de más de 18.000 psi (1260 kg/cm2). Si la gasificación de la inyección en la superficie da como resultado un fluido de 9 ppg (1078 g/l), la presión de fondo puede reducirse en 50 a 100 psi (3,5 a 7 kg/cm2). Esto depende del tipo de gas Esta reducción por lo general no provoca una surgencia, pero la inyección gasificada advierte sobre la existencia de un problema real o de uno en potencia.

COMPORTAMIENTO Y SOLUBILIDAD DEL GAS

El comportamiento y la solubilidad de diferentes gases en fluidos es un tema complejo. Para abordar los aspectos específicos de la solubilidad y el comportamiento de una afluencia de gas, es necesario tener en cuenta numerosos factores, tales como tipo de fluido, presión, temperatura, pH, tipos de gases y proporciones encontradas, así como el tiempo durante el cual un volumen de fluido queda expuesto a un volumen de gas. Sin embargo, si el análisis se limita a tipos generales de fluido (aquellos a base de agua, de petróleo, o de petróleo sintético) y un único gas de tipo común (metano, H2S, o CO2), se pueden establecer parámetros generales.

Si se ejerce suficiente presión, se puede comprimir el gas hasta licuarlo. Si ocurre una surgencia de gas líquido, el fluido de la surgencia migrará muy lentamente, si es que lo hace, y no se expandirá en forma apreciable hasta que se lo circule hasta un punto en que el gas deje de ser líquido. Una vez que se transforma en burbuja, se expandirá rápidamente hasta alcanzar el volumen que corresponde.

En general, tanto en los fluidos de base agua como en los fluidos de base petróleo, la solubilidad aumenta si la temperatura aumenta y la presión se mantiene constante, y más aún si se mantiene constante la temperatura y aumenta la presión.

La alcalinidad afecta la solubilidad en los fluidos de base agua. Los gases corrosivos (H2S y CO2) son más solubles en fluidos de mayor pH.

El metano y el sulfuro de hidrógeno son mucho más solubles en soluciones de base petróleo que en soluciones de base agua.

Los cambios en las condiciones (por ej., la presión) pueden hacer que el gas se desprenda de la solución repentinamente, lo cual resultará en una expansión inesperada que puede provocar la expulsión de fluido.

RESUMEN

Para evitar que las surgencias se conviertan en reventones, debe conocerse su comportamiento y sus efectos. Las surgencias líquidas ó gaseosas actúan de maneras diferentes. Se debe permitir la expansión del gas, en su mayor parte cerca de la superficie. Si no hay expansión, o si no se la controla, se presentarán problemas que pueden desencadenar un reventón. No olvidar que el tamaño de la surgencia es proporcional a la falta de estado de alerta de la dotación. Las surgencias más grandes generan presiones



más altas, y pueden afectar la tarea de ahogar el pozo. Recordar que el gas migra pozo arriba, por lo que se deben controlar las presiones de cierre, y no se debe cerrar el pozo por períodos prolongados. Se debe permitir la expansión mediante purga hasta que se comience a ahogar el pozo.

Si se utilizan fluidos de base petróleo o de petróleo sintético, las surgencias de gas son más difíciles de detectar, debido a que gran parte de la surgencia entra en solución en el fluido. Se deben hacer controles de flujo más prolongados durante los altos en la perforación que cuando se utilizan fluidos a base de agua. Es necesario ajustar las alarmas de las piletas de inyección con la máxima sensibilidad posible, y se debe asumir que un incremento en las piletas es una afluencia, por lo menos hasta que se haya demostrado lo contrario.


7 - PROCEDIMIENTOS 7-1

Capítulo 7 - PROCEDIMIENTOS

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Introducción................................................................................................................ 7-3

Cierre de pozo............................................................................................................ 7-3

Procedimientos de verificación de flujo...................................................................... 7-3

Procedimientos de cierre con tubería en el fondo del pozo....................................... 7-4

Procedimientos de cierre durante la bajada o sacada de la tubería.......................... 7-4

Modificaciones a los procedimientos de cierre.......................................................... 7-5

Cierre durante la bajada o sacada con rotador de superficie (Top Drive)..............................................................................................................

7-5

Procedimientos de espaciamiento y suspensión............................................ 7-5

Cierre sobre portamechas.............................................................................. 7-5

Cierre durante la bajada de casing................................................................. 7-6

Cierre sobre cables de perfilaje...................................................................... 7-6

Surgencias cuando se ha retirado la tubería fuera del pozo...................................... 7-7

Surgencias de gas...................................................................................................... 7-8

Procedimientos de derivación durante la perforación................................................ 7-8

Procedimientos de derivación durante la maniobra................................................... 7-9

Procedimientos con BOP rotativa.............................................................................. 7-9

Responsabilidades..................................................................................................... 7-9

Procedimientos de prueba del acumulador y BOP.................................................... 7-11

Requisitos de capacidad de cierre del acumulador........................................ 7-11

Prueba de capacidad de cierre del acumulador............................................. 7-12

Inspección del BOP y procedimientos de prueba........................................... 7-12

Esclusas (arietes) y carreteles de circulación................................................. 7-12

Anulares y derivadores............................................................................................... 7-14

Prueba de árbol de producción................................................................................... 7-16

Programación y simulacros de surgencia.................................................................. 7-16

Resumen.................................................................................................................... 7-16



PROCEDIMIENTOS

INTRODUCCIÓN

Este capítulo abarca varios procedimientos y temas con sus correspondientes ejemplos. Resultará evidente que sólo comprende aspectos generales y no temas específicos. Los procedimientos para un caso real se deben escribir por pozo en particular y de acuerdo al tipo de equipo disponible y operación determinada. Las tareas asignadas a las dotaciones variarán de acuerdo a diversos factores y deberán también detallarse, pero no sobre la base de pozo por pozo, sino sobre la base de operación por operación

CIERRE DE POZO

Una vez detectada la surgencia, el pozo debe controlarse siguiendo los procedimientos adecuados. Los procedimientos de cierre de pozo se basan en el sentido común, en general el problema son los individuos. En situaciones de emergencia, deben reinar un estricto control y disciplina en el equipo. Ejercicios de simulacro de surgencia, la planificación de procedimientos y la estricta supervisión son las claves para un control de pozo exitoso. Una vez detectada la surgencia, debe cerrarse el pozo tan pronto como sea posible. Los procedimientos de cierre de pozo están destinados a:

Detener la afluencia de fluido de formación dentro del pozo.

Proteger la dotación y el equipo

Brindar la oportunidad de organizar el procedimiento para ahogar el pozo

Permitir la medición de presiones en la barra de sondeo y en el casing.

Tener en cuenta que no existen "surgencias pequeñas" o "flujos pequeños". Cualquiera de ellos puede derivar en un reventón. Toda entrada de fluido debe considerarse como un reventón en potencia. En caso de existir duda si el pozo está surgiendo, éste debe cerrarse.

Los procedimientos de cierre de pozo podrán variar, de acuerdo con la política de la compañía, tipo de equipo, y tamaño de la dotación. No obstante, los principios básicos para el cierre de un pozo son comunes a todos. Debe cerrarse el preventor para detener la surgencia. Hay discusiones respecto de qué método es el más apropiado: cierre duro o blando, o una modificación de ambos. No es la intención del autor promover uno u otro por cuanto todos los pozos son diferentes y, en consecuencia, los procedimientos deberán decidirse, informarse, conocerse y practicarse según el pozo en cuestión.

PROCEDIMIENTOS DE VERIFICACIÓN DE FLUJO

La verificación de flujo es el proceso, con bombas paradas, por el cual se observa el pozo para determinar la existencia de una surgencia. La verificación de flujo se efectúa a discreción del perforador en base a los cambios observados en los parámetros de perforación (Ej. velocidad de penetración, caudal, incremento en nivel de pileta de inyección, etc. ), por política de la compañía (Ej. momentos durante la extracción de tubería tales como antes de empezar a sacar, al llegar al zapato del casing y antes de extraer los portamechas) o a pedido del representante de la compañía operadora, jefe de pozo, encargado de control de lodo u otros miembros de la dotación que detectaran indicios de surgencia. La profundidad, el tipo de fluido, permeabilidad de la formación, grado de desbalance y otros factores influyen en la frecuencia de verificación.

El procedimiento de verificación deberá prolongarse lo suficiente como para asegurarse sin lugar a dudas si el pozo está estático o fluyendo. Las verificaciones de flujo podrán efectuarse por observación directa, mediante equipo sensor de flujo o mediante control volumétrico. Una vez determinado que el pozo está en surgencia, deberán iniciarse de



inmediato los procesos de cierre de pozo.

Verificación de flujo durante la perforación

Alertar a la dotación.

Detener rotación

Levantar el vástago hasta que la unión quede sobre el piso

Parar las bombas de lodo

Observar si hay flujo desde el pozo.

Verificación de flujo durante la maniobra de sondeo

Alertar a la dotación

Colocar cuñas de modo que la unión quede normal sobre el piso

Colocar válvula de seguridad de pasaje pleno en posición abierta

Observar si hay flujo desde el pozo

PROCEDIMIENTOS DE CIERRE CON TUBERÍA EN FONDO DE POZO

A continuación, se detallan los procedimientos de cierre de pozo a seguir en caso de verificar surgencias durante la perforación de acuerdo a la secuencia de verificación anterior.

Cierre Blando (estrangulador abierto)

Abrir válvula de línea del estrangulador de BOP

Cerrar el BOP designado

Cerrar el estrangulador verificando que la presión no exceda el límite del casing

Leer y registrar PICBS y PCIC a cada minuto

Cierre Duro (estrangulador cerrado)




Cierre Modificado (estrangulador cerrado)




PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZO DURANTE LA BAJADA O SACADA DE TUBERÍA

A continuación, se detallan los procedimientos de cierre de pozo a seguir en caso de notar surgencias en una carrera de acuerdo a la secuencia de verificación

Cierre Blando (estrangulador abierto)

Instalar válvula de seguridad de pasaje pleno. Cerrar válvula.

Abrir válvula de línea del estrangulador de BOP.

Cerrar el BOP designado.

Cerrar el estrangulador verificando que la presión no exceda el límite admisible del casing

Levantar y enroscar el vástago, ó cabeza de circulación, abrir válvula de seguridad de pasaje pleno.




Cierre Duro (estrangulador cerrado)



Cerrar el BOP designado.



Cierre Modificado (Estrangulador cerrado)






MODIFICACIONES A LOS PROCEDIMIENTOS DE CIERRE

Cierre bajando con rotador de superficie (top drive)

Esto es en forma virtual, ya que en realidad no existe el vástago convencional para equipos que cuentan con sistemas de accionamiento top drive, es como si estuviese siempre colocado. Una vez cerrado el pozo, instalar una barra de sondeo corta o una barra de sondeo común entre el rotador de superficie (top drive) y la válvula de seguridad de pasaje total, y luego abrir la válvula. Si el flujo que sale a través de la tubería impidiese la instalación de la válvula de seguridad, el rotador de superficie se podría enroscar directamente a la barra de sondeo en la boca de pozo, ya que éste tiene incorporada una válvula de seguridad.

Procedimientos de espaciamiento y suspensión

Conjuntos de BOP de Superficie.

Cerrar una válvula BOP alrededor de una junta de herramienta (unión o cupla de barra) no constituye una maniobra ideal. Para evitarlo, es necesario conocer la distancia desde el piso del equipo hasta cada uno de los preventores que podrían cerrarse. También debe conocerse el largo promedio de los tubos.

Para conocimiento del perforador y la dotación debe establecerse el largo necesario aproximado de la tubería que debe salir de la mesa rotary para evitar que el preventor anular y las esclusas se cierren alrededor de la unión de la herramienta. Deben utilizarse largos exactos si se necesita dejar colgada la tubería.

Cierre sobre portamechas

Con toda seguridad uno de los momentos más críticos al cerrar un pozo es cuando se extraen los portamechas a través de los BOP. Generalmente se utiliza el BOP anular, sin embargo, deben resolverse las complicaciones que pueden presentarse en el proceso de cierre, tales como portamechas espiralados, ausencia de válvula de retención interior, ó la probabilidad de que el influjo esté cerca de la superficie.

A menudo, los portamechas tienen otra rosca; por eso debe contarse con la reducción adaptadora apropiada, enroscada a una válvula de seguridad de pasaje total, lista para su



instalación. El método para levantar y enroscar este conjunto deberá preverse.

Se deberá discutir un plan de acción y responder una serie de preguntas, tales como:

¿Es más seguro extraer los portamechas remanentes en el pozo o instalar el conjunto de válvula de seguridad y reducción?

Si el pozo debe ser cerrado, ¿puede el efecto de la presión sobre el área de sección de los portamechas resultar mayor que el peso remanente de los mismos haciéndolos más livianos?

En caso de tener que dejar caer los portamechas dentro del pozo, ¿cómo se procedería?

Es importante considerar en cualquier maniobra de bajada o sacada de sondeo la ubicación de los portamechas en la torre. Los portamechas deberán apoyarse de modo de no obstruir la salida de las barras de sondeo en caso de tener que volver a bajarse éstas al pozo.

Cierre durante la bajada de casing.

Es lógico en una secuencia de cierre de pozo cerrar siempre primero el paso de flujo de menor tamaño. El diámetro interno de una barra de sondeo o portamechas es de menor diámetro comparativo con el espacio anular y, en consecuencia, se cierra en primer lugar. Lo contrario ocurre cuando se está entubando y el espacio anular debe ser cerrado primero.

Previo a entubar, los BOP deben equiparse con esclusas de casing y luego someterse a una prueba de presión. Deberá disponerse de una cabeza de circulación enroscada a una válvula de alta presión/bajo torque en el piso del equipo. Este conjunto deberá instalarse de inmediato luego de cerrar las BOP en caso de falla del collar flotador. Deberá verificarse la presión de cierre en los BOP anulares respecto de la presión de aplastamiento del casing y realizar los ajustes que sean necesarios. Una alternativa en equipos de BOP de superficie es posicionar un caño frente al anular, purgar toda la presión con el regulador de presión del anular e ir incrementando, en forma gradual, la presión de a 100 psi por vez hasta lograr el cierre alrededor del caño. A partir de ese momento, 100 a 200 psi adicionales serían suficientes para formar un sello. Una vez más, antes de agregar presión de sellado, verificar que no ocurra aplastamiento. Si se necesitara presión adicional para obtener un sellado, ajustar una vez cerrado.

Cierre sobre cables de perfilaje

En operaciones con cables de perfilaje por lo general se emplea un lubricador ante la posibilidad de presión en superficie durante la operación. El conjunto del lubricador consiste en una caja prensa empaquetaduras, inyectores de grasa, extensiones o tubos del lubricador, BOP para cable de perfilaje y una válvula (alta presión/bajo torque) de purga o de bombeo, conectado de diversas formas de acuerdo a la aplicación:

Embridados a un preventor anular

Asegurados dentro del preventor anular o de esclusas

Conectados a la brida superior (válvula corona) en un árbol de producción.



En caso de detectar surgencias durante una actividad de perfilaje:

Notificar al operador de cables de perfilaje que detenga la operación.

Por lo general, el perforador cierra la válvula de purga o bombeo.

Los BOP para cable de perfilaje se cierran en forma manual o mediante bomba hidráulica manual. El perforador deberá designar operarios de boca de pozo para llevar a cabo esta tarea. Debe tomarse en cuenta que pueden utilizarse dos BOP de tipo esclusa para cable de perfilaje, estando en posición invertida el BOP inferior. El BOP inferior se utiliza aquí como un sello de alta presión con grasa que se inyecta entre los dos BOP cerrados, formando un sello de grasa viscosa sobre el cable.

Notificar a los supervisores que se ha cerrado el pozo.

En caso de ser necesario cortar el cable, deben preverse los medios para hacerlo. Esto podrá efectuarse con un cortacables hidráulico común accionado por una bomba hidráulica manual o por medio de esclusas de corte instaladas en el BOP.

SURGENCIAS CUANDO SE HA RETIRADO LA TUBERÍA DEL POZO

Cuando se detectan surgencias en esta etapa, debe tomarse de inmediato la decisión de cerrar el pozo y luego se puede recurrir a técnicas volumétricas para control de pozo. O bien cerrar el pozo y utilizar técnicas de bajada de tubería contra presión. Finalmente se puede intentar bajar algunos tiros de barras dentro del pozo antes de cerrarlo. Si el pozo no está fluyendo en forma importante, y el peligro de gas en superficie es mínimo, deberá considerarse la idea de bajar la tubería dentro del pozo. No obstante, debe recordarse que podría estar produciéndose un ingreso adicional de fluidos al pozo si la presión del reservorio fuera superior a la presión hidrostática en el pozo. Al iniciar la bajada, la



surgencia podría cobrar impulso producto de un algún influjo adicional, migración de gas, ó desplazamiento de la surgencia al meter la tubería dentro del influjo. Debe tenerse en cuenta que si el pozo tiene que cerrarse durante la bajada, podría no haber suficiente peso de cañería para soportar la fuerza de la surgencia. Puede resultar entonces que el pozo empuje la cañería hacia afuera. En esas situaciones deberá apelarse al "sentido común". Bajo ninguna circunstancia deberá bajarse la cañería de nuevo al pozo si el caudal de flujo es alto o si existe riesgo de gas en superficie.

La mayoría de las compañías operadoras siguen la política de cerrar la esclusa de cierre total cuando se ha retirado la tubería del pozo y controlar si hay flujo o aumento de presión usando el estrangulador. Resulta imprescindible antes de abrir la esclusa alejar el personal de la boca del pozo y verificar que no haya presión atrapada. Esto puede lograrse abriendo previamente el estrangulador remoto o manual y purgando convenientemente.

SURGENCIAS DE GAS

En caso de surgencia de gas debe colocarse en situación de alerta a todo el personal en el equipo, dada la posibilidad de escape de gases tóxicos ó explosivos. Deberán chequearse todos los detectores de gas, a fin de asegurar que se encuentran en funcionamiento. Al cerrar el pozo, deberá asignarse personal al control de la cabeza de pozo, válvulas de control (manifold), BOP, estrangulador y líneas para ahogo de pozo, para detectar indicios de pérdidas. Durante la operación de ahogo, estos elementos deben inspeccionarse con frecuencia. Si se observa una pérdida de gas, ésta deberá informarse de inmediato, no intentar detenerla sin antes notificar a los supervisores y asegurarse de que el gas no es tóxico. En caso de ser necesario reparar una pérdida mediante el ajuste de alguna conexión, utilizar las herramientas adecuadas especiales para evitar chispas.

Luego dirigir el flujo desde el estrangulador al separador de gas, verificando su correcto funcionamiento y que se controlen los incrementos en la presión o sobre caudal. Inspeccionar el funcionamiento del desgasificador, y que el proceso de apertura y cierres de compuertas y válvulas en las piletas haya sido efectuado correctamente. Asegurarse de que se utilicen las líneas de venteo y quemado. De ser necesario quemar gas, verificar que el encendedor sea el apropiado.

Constatar que todas las fuentes de ignición sean apagadas: interrumpir actividades de soldadura, proceder a la detención de motores y equipos no necesarios.

PROCEDIMIENTOS DE DERIVACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN

La derivación es un sistema que se utiliza para controlar el pozo cuando sólo se ha instalado el caño conductor. Este sistema está diseñado para minimizar presiones en el pozo y desviar del equipo fluidos peligrosos, para reducir la posibilidad de incendios y evitar que se formen cráteres alrededor de la cañería conductora. El exceso de codos, curvas y el empleo de líneas de diámetro interior reducido conspiran contra el resultado del control, y pueden ocasionar la falla del sistema. Las señales de advertencia de surgencia de gas superficial son:

1. Aumento en la circulación, normalmente bastante importante.

2. Lodo que sale por encima del T de salida y que alcanza a pasar a través de los bujes de la mesa rotary.

3. Baja de la presión en el caño vertical de bombeo (stand pipe) e incremento de emboladas de las bombas.

Como todo esto sucede muy rápido el proceso de derivación iniciarse sin demora.

Procedimiento:



No parar la/s bomba/s (De hacerlo, la continua pérdida de lodo y la pérdida de la DEC (densidad equivalente de circulación) reducirán aún más la presión en el fondo del pozo, lo que provocará una aceleración del vaciado de lodo del pozo).

Trabar el freno

Abrir la línea de descarga al campo a favor del viento

Cerrar el preventor de derivación. En muchos equipos, la línea de descarga y el preventor están integrados en una misma unidad.

Bombear al máximo caudal posible fluido de perforación o lodo densificado o lodo de la pileta de reserva. Si se utiliza fluido de perforación, recordar que puede agotarse rápidamente, por lo que se deberá pasar a usar agua.

Designar personal que vigile el sistema de derivación para detectar cualquier tipo de fallas. Asignar personal que vigile indicios de la formación de cráteres alrededor del equipo.

Al iniciar la perforación del pozo, el procedimiento de derivación deberá ser explicado a los encargados de turno, enganchadores y personal de boca de pozo de modo de asegurarse que todos conocen el procedimiento, tanto como su rol de tareas y responsabilidades. No comenzar a perforar hasta tanto la dotación no esté totalmente preparada para efectuar este procedimiento.

PROCEDIMIENTOS DE DERIVACIÓN DURANTE LA MANIOBRA

Procedimiento:

Abrir la línea de descarga a favor del viento.

Instalar la válvula de seguridad de pasaje total en posición de abierta, luego cerrarla.

Cerrar el preventor (puede utilizarse uno de esclusas en lugar de uno de tipo anular para evitar la expulsión de la tubería hacia afuera).

Instalar el vástago, unión articulada giratoria, o el rotador de superficie (top drive).

Abrir la válvula de seguridad.

Bombear al máximo con lodo, lodo densificado o lodo de la pileta de reserva.

PROCEDIMIENTOS CON BOP ROTATIVA

El BOP rotativo se utiliza a menudo para perforaciones con aire, en zonas con presencia con grandes cantidades de gas superficial y para aplicaciones en perforaciones en las que la presión del reservorio es mayor que la presión hidrostática del fluido en el pozo.(sistema underbalance). La BOP rotativa permite perforar o circular mientras se separa y quema el gas y se retorna el fluido a las piletas. Un procedimiento para derivar el pozo sería:

Incrementar la presión de cierre (lo necesario)

Acelerar las bombas para incrementar la DEC, tomando la precaución de no producir demasiada "contrapresión" en el pozo a causa del diámetro reducido de las líneas al separador, descarga o estrangulador.

RESPONSABILIDADES

Muchos factores, como el tipo de operación, tipo de equipo u obligaciones contractuales, afectan el tamaño de la dotación de personal. Cada miembro debe conocer su lugar a ocupar y sus responsabilidades en los trabajos de control de pozo. Sin embargo, algunas actividades pueden requerir la presencia de especialistas; tal es el caso de las dotaciones



de entubación, de cementación o de perfilaje que se suman a la nómina de personal propio del equipo y que a veces hacen variar la asignación de responsabilidades. La principal responsabilidad de cada miembro es la de mantener líneas de comunicación continua y clara. Las responsabilidades individuales que se mencionan a continuación son solamente un ejemplo de lo que debe hacerse y de la persona que, por lo general, desarrolla tales tareas. No pretenden ser una política. Deben existir normas fijadas bien visibles en la cartelera del equipo que definan claramente la responsabilidad de cada persona.

Representante de la compañía operadora.

Tiene la responsabilidad general.

Da las instrucciones a la dotación, supervisa las operaciones y se asegura de que el personal conozca sus obligaciones.

Mantiene comunicación abierta con la oficina central de operador.

Jefe de pozo / Supervisor de equipo

Está a cargo de las operaciones del equipo

Verifica que en los cambios de turnos los relevos se hagan correctamente e informa al Representante de la compañía sobre el desarrollo de la operación

Puede ser responsable de operar el estrangulador o de designar a otro para su operación.

Encargado de turno (o perforador)

Su principal responsabilidad es la detección de surgencias y su verificación.

Cierra el pozo y notifica al supervisor.

Organiza a la dotación para la operación de ahogo.

Permanece en la consola de perforación para operar el equipo y la bomba de lodo durante la operación de ahogo de pozo.

Enganchador

Se dirige al área de tanques de lodo y dispone la adecuada secuencia de operación del separador de gas, el desgasificador y los compartimientos de las piletas.

Se pone a las órdenes del encargado de lodos para supervisar al personal encargado del agregado y mezcla de productos de lodo y asegurar que el equipo y las bombas mezcladoras funcionan correctamente.

Personal Boca de Pozo (según designación)

Reportan a su lugar asignado para el control del pozo (por ejemplo, piso de perforación del equipo, bombas de lodo, consola de estrangulador, etc.) Sigue las instrucciones del Perforador

Electricista/mecánico

Colabora con el mecánico/encargado de motores de ser necesario. Permanece a la espera de órdenes.

Encargado/Ingeniero de Lodos

Se dirige a las piletas.

Supervisa operaciones de densificación.

Es responsable de mantener la densidad del fluido y sus propiedades.



Peones de playa

Se dirigen al lugar de las bombas y siguen las instrucciones del enganchador.

Encargado de motores

Para todo el equipo innecesario

Se ocupa de asegurar el suministro de la potencia necesaria durante toda la operación.

Permanece a la espera de órdenes y de parar totalmente el equipo.

Cementador

Reporta a la unidad de cementación. Se alista para bombear cemento. Permanece a la espera de órdenes

Personal de Servicio

Se dirige a su lugar asignado para las operaciones de control de pozo. Permanece a la espera de órdenes.

PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA DEL ACUMULADOR Y BOP

Es fundamental que el acumulador funcione correctamente. En los preventores de superficie, el sistema debe permitir cerrar cada preventor de esclusas dentro de los 30 segundos y no debería exceder ese tiempo en preventores anulares de menos de 20 pulgadas (508 mm), o 45 segundos en aquellos de más de 20 pulgadas. Para el caso de preventores submarinos, cada esclusa debe cerrarse dentro de los 45 segundos y los preventores anulares dentro de 60 segundos.

Los procedimientos siguientes fueron extractados del API RP 53 y constituyen lineamientos generales, pero no intentan cumplir con ninguna reglamentación en particular. Para procedimientos de prueba específicos hay que referirse siempre a las instrucciones del fabricante y las reglamentaciones pertinentes.

Requisitos de capacidad de cierre del acumulador

La prueba de capacidad de cierre de la unidad de bombeo deberá realizarse en cada pozo antes de efectuar la prueba de presión del BOP. Una prueba típica incluye:

a. Posicionar una barra de sondeo (o tubing) en el interior del conjunto de BOP.

b. Aislar la presión de los acumuladores del manifold de distribución de la unidad de cierre cerrando las válvulas necesarias.

c. Si las bombas funcionan con aire, aislar éstas del sistema de aire del equipo. Debería utilizarse un tanque de reserva de aire de la unidad de cierre o un banco de cilindros de nitrógeno para proveer de energía a las bombas durante este ensayo. Si se utiliza un sistema de energía dual, ambas fuentes de energía deberán probarse por separado

d. Activar simultáneamente la válvula de control del preventor anular en posición de cierre y la válvula de control para la válvula de accionamiento hidráulico del estrangulador en posición de abierto.

e. Registrar los segundos que tardan las bombas en cerrar el preventor anular, en abrir la válvula esclusa de accionamiento hidráulico y en lograr 200 psi (14 kg/cm2) sobre la presión de precarga en el manifold de distribución de la unidad de cierre. API recomienda que esto no debiera demorar más de dos minutos.

f. Cerrar la válvula de accionamiento hidráulico y abrir el preventor anular. Abrir el sistema de acumulador de presión a la unidad de cierre y cargar al sistema de acumulador a la presión apropiada para la operación.



Prueba de capacidad de cierre del acumulador

Este ensayo deberá efectuarse al menos una vez en cada pozo antes de probar el conjunto de BOP. Un ensayo típico incluye:

a. Colocar una barra de sondeo (tubing) en el interior del conjunto de BOP.

b. Cortar la provisión de energía a las bombas del acumulador.

c. Registrar la presión inicial del acumulador. Ajustar el regulador de presión del preventor anular a 1500 psi (105 kg/cm2) o a la presión designada.

d. De acuerdo con la política, efectuar las operaciones de cierre que sean requeridas (Ej. API requiere como estándar mínimo cerrar el preventor anular, una esclusa (ariete) de tubería y la válvula de accionamiento hidráulico del estrangulador)

e. Registrar el tiempo que demoró el acumulador en cumplir con esas funciones. Registrar la presión final del acumulador. No debería ser inferior a 200 psi (14 kg/cm2) sobre la presión de precarga.

f. Luego de abrir los preventores, recargar el sistema del acumulador con la presión apropiada para la operación.

Inspección del bop y procedimientos de prueba

Realizar las verificaciones que siguen toda vez que se realice el ensayo hidráulico del preventor:

a. Verificar el tipo de cabeza de pozo y la presión nominal de trabajo.

b. Inspeccionar si está colocado el niple protector de la cabeza de pozo (buje de desgaste).

c. Verificar el tipo de preventor y su presión nominal de trabajo.

d. Verificar los carreteles de perforación (drilling spool), espaciadores, tipos de válvulas y sus presiones nominales de trabajo.

e. Verificar la ubicación de las esclusas en los preventores y el tamaño de la esclusa de tubería.

f. Verificar el tamaño y tipo de conexiones de la tubería en uso.

g. Abrir la válvula de espacio anular de casing durante el ensayo, salvo que se intente presurizar el casing o el pozo.

h. La presión de prueba no debe exceder la presión de trabajo nominal indicada por el fabricante para los cuerpos o sellos del conjunto bajo prueba.

i. La presión de prueba no debe sobrepasar los valores de resistencia a la tracción, aplastamiento y presión interna tabulados para la tubería en uso.

j. Verificar el tipo y capacidad de presión del probador de preventor a utilizarse.

Bop de esclusas y carreteles de circulación

Como mínimo las inspecciones y pruebas deben incluir:

a. Inspección visual del cuerpo y de los alojamientos de los aros empaquetadores en todas sus partes incluyendo el interior y las cavidades alojamiento de las esclusas (arietes) para detectar evidencia de daños, desgaste y corrosión.

b. Verificar que los espárragos y tuercas sean los adecuados.

c. Revisar que los aros empaquetadores sean del tipo adecuado y se encuentren en buenas condiciones.



d. Inspeccionar en forma visual los preventores de esclusas para detectar:

Desgaste, corrosión, y/o daño en el área de sellado del bonete o de compuertas, ranuras de alojamiento de los sellos de compuerta, agujeros del alojamiento de las esclusas, vástagos de vinculación y de operación de las esclusas.

Desgaste de las empaquetaduras, resquebrajamiento y dureza excesiva.

Medición de las esclusas y agujeros para verificar la máxima tolerancia de ajuste de huelgo vertical de acuerdo a las especificaciones del fabricante. La tolerancia de ajuste depende del tipo, tamaño y aplicación de los BOP.

En caso que el preventor cuente con sellos secundarios, revisarlos y quitar los tapones a fin de exponer los orificios para inyección plástica que se utilizan para sellados secundarios. Quitar el tornillo para inyección de plástico y la válvula de retención de este orificio. (Algunos preventores de esclusas poseen una válvula reguladora de alivio de empaquetadura que no necesita ser removida). Examinar la empaquetadura a fin de asegurar que este blanda y que energiza el sello. Si fuera necesario, remover y reemplazar la empaquetadura plástica.

e. Ensayar hidráulicamente con agua según se indica a continuación:

Conectar la/s línea/s de cierre al/los BOP/s.

Ubicar el probador de BOP enroscado en la barra de sondeo (tubing) por debajo de los BOP en caso de probar las esclusas para tubería del preventor.

Verificar que no haya pérdidas a través de los sellos de la cámara de cierre mediante la aplicación de presión de cierre a fin de cerrar las esclusas, controlando si se visualizan pérdidas de fluido por el orificio correspondiente a la entrada de la línea de apertura. La presión de cierre debe ser de la magnitud recomendada por el fabricante para el sistema hidráulico de BOP.

Purgar la presión de cierre, remover las líneas y conectar las líneas de apertura

Verificar que no haya pérdidas a través de los sellos de la cámara de apertura mediante la aplicación de presión para abrir las esclusas, controlando si se visualizan pérdidas de fluido por el orificio correspondiente a la entrada de la línea de cierre. La presión de apertura debe ser de la magnitud recomendada por el fabricante para el sistema hidráulico de BOP.

Liberar la presión de apertura y volver a conectar las líneas de cierre.

Prueba de baja presión: Verificar si aparecen pérdidas en la empaquetadura de esclusa a baja presión, cerrando las esclusas con una presión operativa de 1500 psi (105 kg/cm2) y aplicar presión por debajo de los esclusas del orden de 200 a 300 psi (14 - 21 kg/cm2) con el probador de BOP instalado (cuando se prueben las esclusas para tubería del BOP). Mantener la presión el tiempo previsto. Verificar si existen pérdidas. Si las hubiera, controlar desgaste en la empaquetadura y reemplazarla si es necesario. Si el BOP estuviera equipado con un dispositivo de seguro de cierre automático, verificar el mismo. Continuar la prueba hasta que resulte satisfactorio.

Ensayo de Alta Presión: Verificar si aparecen pérdidas en la empaquetadura de esclusa al ir incrementando lentamente la presión del BOP hasta alcanzar la presión de trabajo correspondiente. Aguardar el tiempo requerido. Verificar si existen pérdidas. Si las hubiera, controlar el desgaste en la empaquetadura y reemplazarla si es necesario. Si el BOP estuviera equipado con un seguro de cierre automático, verificar el mismo de acuerdo a las especificaciones. Continuar la prueba hasta que resulte satisfactoria.

Verificar resistencia del vástago del pistón de operación aplicando presión según las recomendaciones del fabricante, con las esclusas cerradas y a la presión de



trabajo del BOP por debajo de las esclusas.

Purgar la presión de apertura y la presión retenida debajo de las esclusas.

Repetir los procedimientos para cada conjunto de esclusas para tubería que hubiera instalados.

Probar las esclusas de cierre total del mismo modo que los de tubería, pero con tapón de prueba colocado y sin la barra de sondeo de prueba.

ANULARES Y DERIVADORES

Las inspecciones y pruebas deberán incluir como mínimo:

a. Inspecciones visuales de:

La parte esparragada superior del preventor para detectar corrosión y daño, especialmente en el alojamiento de los aros empaquetadores y en los orificios roscados.

El cuerpo en general para apreciar desgaste y daños.

La condición del orificio vertical por desgaste o daño provocado por el pasaje de tuberías y herramientas.

Corrosión y desgaste del manguito interior. Mirar a través de las ranuras del mismo para ver si hay recortes del trepano (cutting) atrapados en el interior del BOP que pueden impedir el movimiento completo del pistón.

Desgaste, resquebrajamiento, dureza excesiva de la empaquetadura, y composición de elastómero verificando si es el tipo adecuado.

Espárrago y tuercas, para verificar que sean del tipo, tamaño y condición necesarios.

Aro empaquetador controlando que sea del tipo y condición necesarios.

b. Ensayo hidráulico:

1) Conectar la línea de cierre al BOP

2) Posicionar el probador de BOP enroscado a la barra de sondeo (tubing) por debajo del BOP.

3) Probar los sellos entre la cámara de cierre y el pozo y entre la cámara de cierre y la cámara de apertura aplicando la presión de cierre recomendada. Si hubiera otras cámaras entre el pozo y la cámara de operación, probar también este sello.

4) a.- Si se mantiene la presión, pasar al punto 13.

b.- Si la presión no se mantiene, y no circula fluido hacia fuera de la abertura de la cámara de apertura, existe una pérdida por el sello entre la cámara de cierre (u otra cámara) y el pozo. Pasar al punto 11.

c.- Si circula fluido hacia fuera de la abertura de la cámara de apertura, señal de que hay pérdidas por el sello entre la cámara de cierre y la cámara de apertura, pasar al punto 5.

5) Purgar la presión de cierre.

6) Instalar un tapón ciego en la abertura de la cámara de apertura. Si la línea de apertura está equipada con una válvula, conectar la línea y cerrar la válvula.

7) Probar los sellos entre la cámara de cierre, cámaras de operación, y el pozo aplicando la presión de cierre recomendada. Observar si se mantiene la presión.

8) Purgar la presión de cierre.



9) Remover el tapón de la abertura de la cámara de apertura y conectar la línea de apertura o abrir la válvula de esta.

10) Aplicar 1500 psi (105 kg/cm2) de presión de cierre.

11) Aplicar 1500 psi (105 kg/cm2) de presión de pozo.

12) Purgar la presión de cierre hasta 1000 psi (70 kg/cm2)

13) Para probar el sello entre el pozo y la cámara de cierre, cerrar la válvula en la entrada de la línea de cierre y desconectar la línea de cierre de la válvula. Conectar a dicha válvula un manómetro en lugar de la línea de cierre removida y abrir la válvula. Si este sello pierde, el manómetro indicará una presión superior a los 1000 psi (70 kg/cm2). Atención: Si la línea de cierre no tiene válvula instalada no deberá desconectarse mientras haya presión atrapada en la cámara de cierre.

14) Purgar la presión en el pozo

15) Purgar la presión de cierre

16) a. Para probar los sellos entre la cámara de apertura y la de cierre y entre la cámara de apertura y el pistón, aplique la presión de apertura recomendada. Si la presión se mantiene, pasar al punto 21.

b. Si la presión no se mantiene y no circulan fluidos hacia fuera de la abertura de la cámara de cierre, el sello entre la cámara de cierre y el pistón tiene pérdidas. Verificar a simple vista. Pasar al punto 21.

c. Si sale fluido por la abertura de la cámara de cierre significa que hay pérdidas en el sello entre la cámara de apertura y la de cierre, pasar al punto 17.

17) Purgar la presión de apertura.

18) Conectar la línea de cierre y bloquear el flujo (cerrar válvula en línea de cierre, si la hubiera)

19) Aplicar 1500 psi (105 kg/cm2) de presión de apertura. Si la presión no se mantiene, entonces el sello pierde entre la cámara de apertura y la tapa del BOP. Verificar a simple vista.

20) Purgar la presión de abertura y reemplazar los sellos según sea necesario. Pasar al punto 22.

21) Purgar la presión de apertura, reconectar la línea de cierre y reemplazar los sellos necesarios.

22) Si la línea de cierre tuviera una válvula instalada, asegurarse de que la válvula esté abierta al finalizar el ensayo. NOTA: Este procedimiento sirve para probar todos los sellos, salvo el sello entre el pozo y la cámara de apertura. Ese sello debe probarse en el BOP anular inferior, en caso de utilizarse dos BOP anulares si se acopla un conjunto de BOP sobre un BOP anular (para operaciones de bajado de tubería contra presión, etc.). Puede ser probado a la presión de trabajo nominal, por medio del empleo de una barra de ensayo y un tapón, cerrando una válvula BOP superior, desconectando la línea de apertura, y aplicando una presión en el conjunto del BOP de 1500 psi (105 kg/cm2), o bien cerrando un BOP superior y el BOP anular, desconectando la línea de apertura y presurizando la presión entre los dos BOP.

Una vez que estos sistemas han superado con éxito todas las pruebas requeridas, asegurarse de controlar los reguladores del manifold de distribución y de la presión del BOP anular. La mayoría de los sistemas requieren 1500 psi de presión de manifold. La presión inicial de cierre regulada para el anular depende de numerosos factores. Si las presiones indicadas son incorrectas deben ajustarse los reguladores. Esto puede efectuarse por control remoto en algunos sistemas, y manualmente en otros.



PRUEBA DEL ÁRBOL DE PRODUCCIÓN O SURGENCIA

Los árboles se clasifican de acuerdo a factores tales como la presión nominal de trabajo, corrosión, gas H2S, y proximidad a otros equipos presurizados. Según la clasificación, pueden requerirse ensayos hidrostáticos únicamente o hidrostáticos y de gas antes de poner el pozo en línea de producción. Si se utilizan componentes de diferentes presiones combinados, el árbol deberá probarse en base a las presiones inferiores. En general, el ensayo consiste en varios períodos de mantenimiento de presión con requisitos de tiempo de prueba que varían de acuerdo con la clasificación del árbol, las reglamentaciones y las políticas. Deberá probarse el cuerpo del árbol, bocas de entrada y salida, así como todos los sellos. Asimismo, deberán probarse ambos lados de las válvulas bi-direccionales del árbol, de a un lado por vez.

En el caso de válvulas tapón, mientras la presión de ensayo está a ambos lados del tapón, éste debe accionarse dos o más veces. Las válvulas unidireccionales deben recibir presión en la dirección indicada en el cuerpo, salvo las válvulas de retención que se probaran a presión en el sentido contrario de circulación y con el extremo de entrada abierta hacia la atmósfera.

PROGRAMACIÓN Y SIMULACROS DE SURGENCIAS

La planificación y los ejercicios son necesarios para enfrentar situaciones tanto esperadas como inesperadas. La planificación debe incluir todas las operaciones que se prevé realizar y la diagramación de un plan de acción para el control del pozo. Con frecuencia suceden hechos inesperados, por lo que deben preverse escenarios inusuales, y definir un plan de acción. Una vez definido este plan, la dotación debe familiarizarse con el mismo, y deben diseñarse ejercicios para asegurar que todas las personas involucradas conozcan sus responsabilidades. A menudo surgen complicaciones que alteran los procedimientos planeados. Por ejemplo, un ejercicio con el derivador suele requerir que el encargado de turno lleve a cabo las acciones necesarias, se dirija a la consola del derivador y, sin cerrar el pozo, explique al supervisor el procedimiento para abrir el sistema de la línea de derivación a favor del viento y cerrar el empaquetador del derivador, luego dirigirse al control de la bomba de lodo, y explicar el proceso de preparación de la bomba para acelerarla a su máxima capacidad de emboladas. Otros ejercicios, como ser con las piletas, podrán iniciarse levantando el flotante y el tiempo del ejercicio será el que se registre hasta que todo el personal este en su posición y listo para cerrar el pozo. Los tipos de ejercicios deben practicarse como si fueran reales.

Los ejercicios pueden o no anunciarse previamente y, en general, se efectúan tratando de no poner en riesgo la actividad que desarrolla el equipo en ese momento. Los ejercicios de evacuación rara vez incluyen al encargado de turno si el trépano está en el pozo y a menudo son preanunciadas de modo de no crear situaciones de pánico y heridas entre el personal. Con frecuencia se practican ensayos durante las maniobras, pero nunca antes de que el conjunto de sondeo haya sido levantado hasta el zapato de la cañería.

RESUMEN

Una vez detectado un influjo, debe cerrarse el pozo conforme los procedimientos indicados. Estos deben conocerse antes de iniciar cualquier operación. Toda modificación a los mismos se realiza de acuerdo con el caso en cuestión. Será el sentido común el que dicte la solución aplicable cuando falle alguno de los componentes del proceso. Los procedimientos de seguridad deberán elaborarse, conocerse y practicarse. En caso que el conjunto del BOP se encuentre en un área confinada, o en un antepozo donde puedan acumularse gases tóxicos, deben utilizarse siempre respiradores cuando se trabaje en la BOP o en el área cercana a la misma. Las condiciones climáticas, cambios en los miembros de la dotación, fluidos tóxicos y modificaciones en el equipamiento de un trabajo a otro pueden dictar la



necesidad de realizar cambios en el procedimiento de cierre de pozo. Estos cambios deben practicarse hasta que la dotación esté altamente familiarizada y capacitada para realizar sus tareas.

Las consecuencias de un pozo fuera de control, sumado a incendio, contaminación o gases tóxicos, así como la falta de recursos, tiempo y vidas en juego, convierten a la detección de surgencias y procesos de cierre de pozos en una de las prioridades principales durante cualquier operación.

Deben aplicarse tanto el ejercicio de "qué pasaría si" como la del debido entrenamiento resultante. En el supuesto que alguna persona no estuviera presente en su tarea asignada, en el caso que alguna parte del equipo no funcionara correctamente o fallara completamente, o si surgiera cualquier otra complicación, deben pensarse y ponerse en práctica planes y cursos de acción alternativos para el control de pozos, y hasta el más mínimo detalle debe discutirse entre la dotación. El temor a lo desconocido causa pánico, el miedo a lo conocido conduce a tomar acciones prudentes y decisivas.

Cuando los operarios se trasladan de un equipo a otro y los contratistas trabajan para diferentes compañías, los procedimientos de cierre y ahogo de pozo, y procesos en general pueden diferir drásticamente. Se debe tomar conciencia de esta realidad, y todas las partes involucradas deben discutir y comprender los procesos adecuados para cada una de las actividades en el pozo. Si bien se abarcaron en esta sección los procedimientos básicos de cierre de pozo, debe saberse que a menudo se agregan pasos extras de acuerdo a la seguridad, tipo de equipo y política de la compañía.

A menudo, tanto las escuelas como compañías, ponen énfasis en "apurarse y cerrar el pozo lo más pronto posible". Es tiempo de actuar pero no de actuar precipitadamente. Tomar un tiempo extra para hacer las cosas bien la primera vez, puede hacer entrar sólo unos pocos barriles más. Sin embargo, esto es preferible a que el pánico y/o el apuro puedan derivar en procedimientos de cierre inapropiados, errores o accidentes.

PRACTICAR LOS SIMULACROS HASTA LOGRAR LA EFICIENCIA Y HABILIDAD DE ACTUAR EN FORMA RÁPIDA Y DECIDIDA CUANDO LLEGUE EL MOMENTO DE CERRAR EL POZO.


8 - FUNDAMENTOS DE CONTROL DE POZOS 8-1

Capítulo 8 - FUNDAMENTOS DE CONTROL DE POZOS

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Métodos de presión de fondo de pozo constante....................................................... 8-3

Registro previo de información................................................................................... 8-3

Caudales y presiones de circulación reducida........................................................... 8-5

Presión de cierre del sondeo.................................................................................... 8-5

Presión de cierre de casing....................................................................................... 8-6

Densidad del lodo de ahogo....................................................................................... 8-6

Presión inicial de circulación..................................................................................... 8-7

Presión final de circulación....................................................................................... 8-7

Registro gráfico del descenso de la presión............................................................. 8-7

Tabla de presión........................................................................................................ 8-8

Consideraciones sobre presión anular....................................................................... 8-9

Procedimiento de puesta en línea de la bomba......................................................... 8-10

Tiempo de retraso...................................................................................................... 8-11

Tiempo ó emboladas para llegar al trépano............................................................... 8-11

Capacidades anulares, volúmenes y emboladas......................................................... 8-12

Requerimientos de densificante................................................................................. 8-12

Resumen.................................................................................................................... 8-13



FUNDAMENTOS DE CONTROL DE POZOS

MÉTODOS DE PRESIÓN DE FONDO DE POZO CONSTANTE

Al cerrarse un pozo y detenerse el flujo del fluido de la formación, la presión de fondo pronto se iguala con la de formación. Una presión adicional a la hidrostática debe ejercerse para evitar que ingrese más fluido de la formación mientras se circula la surgencia. Simultáneamente, debe evitarse una presión de fondo de pozo excesiva para evitar la pérdida de circulación. Todo esto requiere que se circule la surgencia mientras se mantiene la presión de fondo constante. Se denominan MÉTODOS DE PRESIÓN DE FONDO DE POZO CONSTANTE a los procedimientos empleados para lograr el objetivo anterior.

Es de libre elección cuándo se va a circular la surgencia al exterior y cuándo se va a densificar. Cualquiera de las dos cosas puede hacerse en primer lugar, o se pueden hacer las dos cosas al mismo tiempo, pero lo importante es mantener la presión de fondo de pozo siempre igual o un poco por encima de la presión de la formación. Los métodos son básicamente iguales.

Basados en el orden de circulación de la surgencia y densificación, los métodos más habituales de presión de fondo de pozo constante se llaman:

MÉTODO DEL PERFORADOR : se circula la surgencia y luego se densifica

MÉTODO DE "ESPERE Y DENSIFIQUE": se densifican las piletas y luego se circula la surgencia mientras se mantiene la densidad.

MÉTODO CONCURRENTE: se circula la surgencia y se densifica al mismo tiempo.

Cada uno de estos métodos tiene ventajas y desventajas y se los describe en el capítulo que corresponde.

REGISTRO PREVIO DE INFORMACIÓN

Para ahogar un pozo con éxito, se debe tener un registro previo de información esencial. Esta información debe ser lo más precisa posible. Además, se deben hacer cálculos para determinar la información necesaria para la operación de ahogo. La hoja de ahogo ofrecida es de uso sencillo. A veces puede parecer un poco simple, pero es probablemente la más detallada. (De la próxima página, por favor obtenga la información para llenar la sección de registro previo).



DATOS DE POZOS TIPO PERFORACIÓN PARA EJERCICIOS

UNIDAD UNIDAD

BOMBA 1

MEDIDAS Pulgadas 6x16 Pulgadas 6 x 16

TIPO Dúplex Dúplex

CAPACIDAD Litros/Emboladas 24,95 Bbl/Stk 0,157

BOMBA 2

MEDIDAS Pulgadas 5 ½ x 16 Pulgadas 5 ½ x 16



PRESIÓN MÁXIMA DE BOMBEO Kg/cm2 277,8 PSI 3950

PRESIÓN CONJUNTO BOP Kg/cm2 703 PSI 10000

VOLUMEN PILETAS ACTIVAS M3 ? Bbls ?

VOLUMEN LÍNEAS DE SUPERFICIE M3 0,556 Bbls 3,50

DENSIDAD ACTUAL DE LODO Gr/Litro 1550 PPG 12,50

DENSIDAD EN PILETAS RESERVA Gr/Litro 1761 PPG 14,70

DENSIDAD ENSAYO INTEGRIDAD Gr/Litro 1090 PPG 9,10

PRESIÓN ENSAYO INTEGRIDAD Kg/cm2 110,40 PSI 1570

PROFUNDIDAD DE ENSAYO Metros 1533 FEETS 5030

BARRAS DE SONDEO

DIÁMETRO EXTERIOR / INTERIOR Milímetros 114/97 Pulgadas 4,50 / 3,826

PESO Kg/m 24,70 Lbs/Ft 16,60

CAPACIDAD Litros/metro 7,40 Bbls/Fts 0,01422

LONGITUD Metros 2743 FEETS 9000

PORTAMECHAS


PESO Kg/m Lbs/Ft

CAPACIDAD Litros/metro 4 Bbls/Fts 0,00768


CASING

DIÁMETRO EXTERIOR / INTERIOR Milímetros 244/224 Pulgadas 9 5/8 / 8,835

PESO Kg/m 59,50 Lbs/Ft 40

GRADO N-80 N-80

PRESIÓN INTERNA FLUENCIA (100%) Kg/cm2 404 PSI 5750

PVV Casing Metros 1524 FEETS 5000

PM Casing Metros 1524 FEETS 5000

DIÁMETRO DE POZO (trépano) Milímetros 216 Pulgadas 8 ½

PROFUNDIDAD DE POZO

PVV Metros 3048 FEETS 10000

PM Metros 3048 FEETS 10000



CAUDALES Y PRESIONES DE CIRCULACIÓN REDUCIDA

Se debe tomar con la bomba, para un caudal de ahogo predeterminado, la presión de ahogo correspondiente. Dado que las propiedades del lodo y otros parámetros del pozo pueden afectar las presiones de caudal de ahogo, es sumamente importante que se tomen lecturas de estos caudales y sus presiones de ahogo con regularidad.

A continuación se detallan algunos cambios o hechos que requieren un nuevo registro de valores de las presiones y los caudales:

Variación en las propiedades del lodo, especialmente densidad y viscosidad.

Variaciones en el conjunto de perforación o en las boquillas del trépano

Cada vez que se perforan más de 500 pies (150 m).

En cada cambio de turno de la dotación del equipo.

Luego de la reparación de una bomba.

Los caudales de circulación reducida (a veces llamados caudales de bomba lenta) deben tomarse aproximadamente a 1/2, 1/3 y a caudal menos de un 1/3 del caudal de perforación normal. Si se elige un caudal de ahogo muy alto, pueden presentarse los siguientes problemas:

No se puede mezclar el agregado de densificante con la suficiente rapidez.

Se reduce el tiempo de reacción

Posiblemente, los requerimientos de presión excedan el caudal de la bomba.

Pueden ocurrir golpes de alta presión

Sería preferible tomar las presiones de caudal de ahogo con el lodo retornando por el estrangulador. Cuando se las toma retornando por el T de salida, la presión de caudal de ahogo no reflejará la presión real que se requiere para impulsar el lodo por una pequeña línea al estrangulador. Teniendo en cuenta que en los equipos con conjunto de BOP en superficie la fricción de la línea del estrangulador es poca, es habitual que las dotaciones tomen las presiones retornando por el T de salida.

Si hay diferencia entre la presión de caudal de ahogo tomada en la consola del perforador y la presión tomada en el panel del estrangulador, se deberá utilizar la presión en este último.

PRESIÓN DE CIERRE DEL SONDEO

Cuando se cierra el pozo, la tubería o el sondeo son simplemente el conducto de medición de un manómetro, que llega hasta el fondo del pozo. Este es un manómetro de superficie que registraría la presión de fondo si el sondeo estuviera vacío. Pero como el sondeo no está vacío, el manómetro registra la diferencia entre la presión de fondo del pozo y la presión que ejerce la columna de lodo en el interior del sondeo.

Es importante obtener un registro correcto de la presión de cierre del sondeo, dado que se la utiliza para calcular la densidad del lodo de ahogo y la Presión Inicial de Circulación. Una advertencia con respecto a las presiones de cierre del sondeo: Se suele asumir que la presión de cierre es correcta, y que en general debe ser inferior a la presión de cierre del interior del casing. Si la presión de cierre de! sondeo parece demasiado alta o baja sin razón aparente, la razón puede estar en

En una surgencia grande, el lodo puede comportarse como en un tubo en "U", y el sondeo queda parcialmente vacío.

Hay presiones atrapadas.

Hay una válvula de retención en el sondeo.



PRESIÓN DE CIERRE DE CASING

Cuando ocurre una surgencia, los fluidos de la formación ingresan al pozo. Dado que el fluido de la formación suele ser más liviano que el lodo que está en el espacio anular, se reducirá la presión que ejerce la columna de lodo en el espacio anular. La presión total del lodo en el espacio anular será menor que la presión total del lodo en el sondeo porque el lodo en el espacio anular es fluido contaminado o reemplazado por el fluido de la formación, lo que tiene el efecto de reducir el peso del lodo, o de reducir la longitud de la columna, o ambas cosas. La presión de cierre del casing casi siempre es más alta que la presión de cierre de la tubería o del sondeo, porque ese lado está contaminado y tenemos la suma de la presión de la columna de lodo mas la presión de la afluencia.

DENSIDAD DEL LODO DE AHOGO

Esta es la densidad que se necesita para balancear la presión hidrostática del pozo con la presión de formación. El lodo densificado de ahogo debe circular por el pozo antes de que se reinicien las operaciones de perforación. El momento en que se bombeará el lodo densificado se elegirá de acuerdo al método que se esté utilizando (del Perforador, Espere y Densifique o Concurrente). En la página siguiente se encuentran la ecuación y los problemas de ejemplo para determinar la densidad del lodo de ahogo. La respuesta estará expresada en ppg (g/l), y se aproxima al orden de un decimal (decena). Ejemplo: Si el cálculo de la densidad del lodo de ahogo da 13,07 (1566 g/l) la densidad será de 13,1 ppg (1570 g/l).

Figura 1. Presiones de cierre

PCIBS = 300 psi PVV = 10 000 pies

PVV = 10 000 pies

Densidad de Lodo Actual = 12, 5 ppg

Densidad del Lodo de Ahogo = ¿?

PCIC

PCIBS

Presión de Formación

Presión Hidrostática



Densidad Lodo Ahogo = PCIBS / 0,052 / PVV + Densidad Actual de Lodo

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

La presión inicial de circulación es la combinación de dos presiones; es la presión de cierre de la barra de sondeo necesaria para "aguantar" a la formación en surgencia, más la presión de caudal reducido de ahogo necesaria para mover el fluido por el pozo.

PCIBS = 300 psi

Presión Caudal Reducido = 1000 psi

Presión Inicial de Circulación = ¿?

PIC = PCIBS + PCR

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

La presión final de circulación es la presión de caudal de ahogo, corregida para lodo más denso. Esta presión se manifiesta desde que el fluido de ahogo llega al trépano hasta que el espacio anular se llena de lodo de ahogo.

Presión de Caudal Reducido = 1000 psi PVV = 1000 pies

PCIBS = 300 psi Densidad Actual de Lodo= 12,5 ppg

Presión Final de Circulación = ¿?

PFC = PCR x Densidad Lodo Ahogo / Densidad Lodo Actual

REGISTRO GRÁFICO DEL DESCENSO DE LA PRESIÓN

El método de Espere y Densifique requiere una cierta cantidad de matemática y graficado. El gráfico de Presión de Circulación muestra las variaciones en la presión de barras de sondeo durante el intervalo en que se bombea el nuevo lodo más denso. El mismo muestra que la presión inicial de circulación desciende hasta la presión final de circulación en el lapso y/o emboladas necesarios para desplazar las barras.

Para preparar el gráfico, se debe anotar la Presión Inicial de Circulación en el punto correspondiente del margen izquierdo del gráfico.

Completar la parte inferior del gráfico con el número de emboladas debajo de cada intervalo de 5 minutos, hasta que se llegue al tiempo o a las emboladas necesarias para desplazar las barras. Multiplicar la velocidad de emboladas (epm. en inglés spm) por los minutos, para obtener las emboladas totales.

Trazar una línea vertical hacia arriba, basada en el tiempo y/o emboladas necesarias para desplazar la barra como se resulta de la línea inferior del gráfico.

Sobre la línea trazada, marcar el punto correspondiente a la presión final de circulación

Conectar los puntos que representan la Presión Inicial y Final de Circulación.

El gráfico terminado muestra la presión que se debe mantener en el manómetro de tubería o



de las barras, utilizando el estrangulador, en cada momento durante la primera fase de la operación de ahogo.

Presión Inicial de Circulación = 1300 psi

Tiempo de bombeo al trépano = 29 minutos

Presión Final de Circulación = 1048 psi

Emboladas hasta el trépano = 886 emb.

Caudal Reducido = 30 emboladas/minuto

PR

ES

IÓN

FIN

AL

DE

CIR

CU

LAC

IÓN

PR

ES

IÓN

INIC

IAL

DE

CIR

CU

LAC

IÓN

TABLA DE PRESIÓN

En algunas compañías se prefiere una tabla de presiones de circulación versus tiempo o emboladas.

Para preparar una tabla:

TIEMPO 0

PRESIÓN PIC PFC

EMBOLADAS 0

Figura 2. Gráfico de Presión



El extremo superior de la sección Emboladas es cero, y el extremo inferior es "emboladas para llegar al trépano". Dividir esta última cifra por 10. Este será el punto de control durante el bombeo de lodo densificado de ahogo al trépano. Por lo tanto, la casilla que está debajo de "O" será igual a 1/10 de "emboladas para llegar al trépano", la próxima será igual a 2/10, etc. Se obtendrá como resultado una columna de emboladas con 10 puntos de control de emboladas a intervalos regulares.

La primera casilla debajo de "presión" deberá ser PIC, y el último deberá ser PFC. Restar la "PFC" a la "PIC" y dividir por 10. Este resultado representa el descenso de la presión por cada punto de control.

Emboladas hasta el trépano = 886 emb.

Presión Inicial de Circulación = 1300 psi Presión Final de Circulación = 1048 psi

Tabla de Presión

CONSIDERACIONES SOBRE PRESIÓN ANULAR

En algunos países, las regulaciones indican que la presión máxima a contener bajo el BOP se debe exhibir en lugar visible cercano al puesto del perforador. Esta presión se basa por lo general en uno de tres valores diferentes. Son:

Presión de interior máxima que puede soportar el casing;

Presión máxima del conjunto de BOP;

Presión que puede producir daños en la formación.

Figura 3. Tabla de presión



Como en este caso el casing o el conjunto de BOP limitan la presión que se puede ejercer contra el pozo, la dotación debe extremar las precauciones para no exceder esos valores. Rara vez se llega a estos límites, porque los programas de pozos por lo general requieren tanto que el casing como el BOP soporten cualquier presión que se pueda presentar. No obstante, tener en cuenta que, en el uso de campo, el casing y el equipamiento están sujetos a desgaste, fatiga y daños por corrosión, que pueden afectar el desempeño óptimo y bajar los límites de presión precitados.

Por otra parte, en el transcurso de un procedimiento de control de pozos, si se excede el cálculo de presión de integridad pueden presentarse fracturas de la formación, pérdida de circulación, o reventones subterráneos. Esto es solo una estimación de la presión de superficie. Todos los esfuerzos de control de pozos deben basarse en las condiciones particulares da cada pozo. Esta consideración de presión se ve afectada por factores tales como profundidad del casing, integridad de la formación, densidad del fluido presente y del fluido de ahogo, posición de la surgencia y presiones de superficie impuestas.

Profundidad del Ensayo = 5030 pies Densidad Actual de Lodo = 12,5 ppg Densidad Ensayo de Integridad = 9,1 ppg Presión de Integridad = 1570 psi Presión Interna Fluencia de Casing= 5750 psi Presión Ensayo BOP = 10000 psi

Densidad de Integridad Estimada ó Pérdida ó Fractura de Formación

Dens. Integridad Estimada = Presión Int. / 0,052 / PVV + Dens. Lodo Ensayo

Presión de Integridad Estimada (con densidad de lodo actual)

Presión Int. Estimada = (Dens. Int. Est. – Dens. Lodo Actual) x PVV x 0,052

Presión Interna de Fluencia de Casing Adoptada

Presión Int. Fluencia Adoptada = Presión Int. Fluencia x Factor de seguridad

Factor de Seguridad, tomar 70 ó menos

PROCEDIMIENTO DE PUESTA EN LÍNEA DE LA BOMBA

Se cometen muchos errores cuando se tratan de circular una surgencia al exterior. Seguidamente se ofrecen algunas recomendaciones para que los principios de la operación de ahogo resulten más simples. Recordar siempre que mientras se pone la bomba en línea, la presión de fondo de pozo debe permanecer constante.

Imprescindible que haya una buena comunicación entre el operador de la bomba y el operador del estrangulador, y de que haya determinado cómo van a reaccionar cada uno ante cada variación de la operación en curso.

Las bombas deben ser puestas en línea lo más lentamente posible, o por etapas.

La presión de casing, en su valor de cierre, debe mantenerse lo más constante posible mientras se lleva la bomba a la velocidad de caudal de ahogo. Se deben monitorear y



corregir las presiones de acuerdo al programa de presión de las barras de sondeo.

TIEMPO DE RETRASO

Considerar siempre que el sistema de circulación de un pozo es un tubo en "U". Esto significa que las presiones interiores de casing y de la de tubería guardan una estrecha relación, y que cualquier variación en la presión o en los caudales de circulación se siente en todo el sistema. Este es un concepto importante para el control de pozos. Las presiones de tubería o de barras de sondeo repercuten en la presión de fondo de pozo. Si la presión de tubería se modifica respecto de los valores planificados, se la debe corregir. Esto se logra modificando la presión de estrangulador en la superficie. Cuando se modifica la presión de estrangulador, se desencadena una "onda de presión" que afecta a todo el sistema de circulación. Dado que la respuesta no se advertirá instantáneamente en el manómetro de presión de tubería, habrá que tener en cuenta este retraso antes de intentar una nueva modificación de la presión.

Una buena regla práctica es esperar aproximadamente dos segundos por cada mil pies (304 m) de tubería que haya en el pozo. En un pozo de 10.000 pies (3048 m), por ejemplo, una modificación de la presión en el estrangulador tardará aproximadamente 20 segundos en manifestarse en el manómetro de tubería. Esto significa aproximadamente diez segundos para que se sienta la modificación en el extremo inferior de la tubería, y diez segundos más para que se sienta en el interior de la tubería desde el extremo hasta su regreso a la superficie. En pozos más profundos, la modificación puede tardar un tiempo considerable y más que proporcional en sentirse en todo el sistema. Si se hacen modificaciones adicionales durante esta demora, se puede producir una sobrecorrección, que puede traer aparejada una nueva afluencia o la pérdida de circulación.

El tiempo de retraso es solamente aproximado. Una vez que se realiza una corrección, se debe registrar aproximadamente cuánto tarda en manifestarse, y se debe tomar nota de la diferencia. Se debe tener en cuenta que hay muchos factores que afectan el retraso. La compresibilidad del gas retrasa el tiempo de respuesta. También dejan sentir su efecto factores tales como el caudal de circulación, el tipo de fluido, la compresibilidad del fluido, etc. El objetivo es darse cuenta de que las respuestas no son instantáneas, pero se sentirán en todo el sistema si se les da el tiempo suficiente.

TIEMPO ó EMBOLADAS PARA LLEGAR AL TREPANO

Es necesario conocer el tiempo o las emboladas necesarias para que el fluido densificado de ahogo llegue al trépano, esto es para cualquier metodo de control. El uso de emboladas es más preciso, porque una bomba de lodo es una bomba de desplazamiento positivo. A continuación se muestra la ecuación y el problema de ejemplo.

Capacidad de barras = 0,01422 bbls/pie Largo de Barras = 9000 pies

Capacidad bomba = 0,157 bbl/emb. Volumen linea Superficie = 3,5 bbl

Capacidad de Portamechas = 0,00768 bbls/pie Largo de PM = 1000 pies

Volumen de Sondeo y Portamechas

VBS = Long.BS x Cap. BS



VPM = Long.PM x Cap. PM

Emboladas de Superficie a trépano

EST = (VBS + VPM + VLSup.) / Cap. Bomba

CAPACIDADES ANULARES, VOLÚMENES Y EMBOLADAS

Las ecuaciones que siguen representan la manera de calcular las capacidades anulares en barriles por pie (litros por metro), los volúmenes en barriles (metros cúbicos) y el tiempo/emboladas necesarias para desplazar dicho volumen. Una vez que se conoce la cantidad total de barriles (m3) en el espacio anular, se puede derivar la siguiente relación tiempo/emboladas. A continuación se describe el método para calcular las capacidades anulares y los volúmenes. Utilizar la bomba n° 1 y la información previa.

Volumen Anular entre Barra de Sondeo y Casing

VBSCSG = [(D int. Csg)² - (Dext.BS)² / 1029] x Long.BS en Csg

Volumen Anular entre Barra de Sondeo y Pozo Abierto

VBSPA = [(DPA)² - (DextBS)² / 1029] x Long. BS en PA

Volumen Anular entre Portamechas y Pozo Abierto

VPMPA = [(DPA)² - (DextPM)² / 1029] x Long.PM en PA

Volumen Anular Total

VAT = VBSCSG + VBSPA + VPMPA

Emboladas desde Trépano a Zapato de Casing

ETZCsg = (VBSPA + VPMPA) / Cap. Bomba

Emboladas desde Trépano a Superficie

ETSup. = VAT / Cap. Bomba

Total de Emboladas de Superficie a Superficie

Emb. Sup.Sup. = EST + ETSup.

REQUERIMIENTOS DE DENSIFICANTE

Para ahogar un pozo con la menor cantidad de circulaciones y en forma correcta, el lodo densificado de ahogo debe ser totalmente homogéneo. Hay que tener en cuenta la cantidad de densificante existente en la locación, la cantidad total que se necesitará, y la velocidad de mezcla real de los embudos.



Datos disponibles:

Volumen en piletas activas = 600 bbls

Volumen total en el espacio anular = 509 bbls

Volumen columna de sondeo = 139 bbls

Densidad de Lodo Actual = 12,5 ppg

Densidad Lodo densificado de ahogo = 13,1 ppg

Densidad Lodo en piletas de reserva) = 14,7 ppg

Volumen en pileta de reserva = 150 bbls

Caudal de Ahogo = 4,1 bbls/min

Emboladas hasta trépano = 886 emb.

Velocidad de caudal de ahogo o caudal reducido = 30 emb/min

Volumen Total en Sistema Activo

VTSA = VPA + VCS + VTEsp.An.

Bolsas necesarias por barril

BporB = (Dens. Lodo Ahogo – Dens. Lodo Actual) x 14,7 / (35 – Dens. Lodo Ahogo)

Densificante total necesario

Total de bolsas = VTSA x BpB

Aumento de volumen por agregar densificante

Inc.Vol. = Total de bolsas / 14,7

Velocidad de mezcla

Bolsas por min. = BpB x Caudal de Ahogo

RESUMEN

Los fundamentos básicos de ahogo de pozos no son tan complicados o difíciles de entender. Informaciones pre-registradas tales como los caudales de ahogo, las presiones de caudal reducido, los límites, etc., son imprescindibles. Cuanto más se sabe acerca de una surgencia, condiciones de cierre, y equipamiento, mayores son las posibilidades de un ahogo exitoso en el tiempo más corto. La organización y la dirección se deben realizar antes de que ocurra una surgencia. La información en los puestos de trabajo y las responsabilidades de cada uno son componentes vitales de toda operación en un equipo.


9 - MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS 9-1

Capítulo 9 - MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Introducción................................................................................................................. 9-3

Método del perforador................................................................................................. 9-3

Comenzar la circulación................................................................................... 9-5

Primera circulación.......................................................................................... 9-5

Ajustes de la presión....................................................................................... 9-6

La surgencia en superficie............................................................................... 9-6

Cerrar nuevamente.......................................................................................... 9-7

Comenzar segunda circulación........................................................................ 9-8

El fluido de ahogo llega al trépano................................................................... 9-8

Revisión del procedimiento.............................................................................. 9-9

Método "espere y densifique"...................................................................................... 9-10

Poner la bomba en línea.................................................................................. 9-10

Comenzar la circulación.................................................................................. 9-11

Programa de presión....................................................................................... 9-11

Ajustes de la presión....................................................................................... 9-12

La surgencia en superficie............................................................................... 9-12

Continuar la circulación.................................................................................... 9-13

Volver a cerrar el pozo.................................................................................... 9-13

Revisión del procedimiento.............................................................................. 9-14

Método concurrente.................................................................................................... 9-14

Método volumétrico de control de pozos...................................................................... 9-15

Inyección y purga........................................................................................................ 9-17

Bullheading (inyección de fluido sin purga).................................................................. 9-18

Circulación inversa...................................................................................................... 9-19

Control de pozo en perforación con aire..................................................................... 9-20

Surgencias con el sondeo fuera del pozo................................................................... 9-22

Ahogo de un pozo en producción................................................................................. 9-23

Inyección a presión........................................................................................... 9-23

Lubricar y purgar.............................................................................................. 9-24

Coiled tubing.................................................................................................... 9-24

Unidad de snubbing......................................................................................... 9-25

Guía general para ahogar el pozo..................................................................... 9-25

Preparación del pozo........................................................................................ 9-25

Resumen..................................................................................................................... 9-26



MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS

INTRODUCCIÓN

Todos los métodos para controlar un pozo operan con el principio de mantener una presión constante en el fondo del pozo mientras se trata de controlarlo.

Hay básicamente cuatro métodos reconocidos por la industria para controlar un pozo, a saber:

Método del Perforador

Método de Esperar y Densificar

Método Concurrente

Método Volumétrico

Los tres primeros requieren que la densidad del lodo sea aumentada, luego se bombea este lodo desplazando al original junto con la afluencia de la formación. El método Volumétrico es usado cuando no se puede circular el pozo debido a que la tubería está tapada o se encuentra fuera del pozo durante el reventón.

MÉTODO DEL PERFORADOR

Se utiliza este método cuando no se dispone de material densificante, o cuando no es necesario emplearlo. Además se utiliza para circular surgencias gaseosas cuyas altas velocidades de migración pueden causar problemas para cerrar el pozo. Se utiliza en equipos de tierra que tienen dotaciones reducidas, instalaciones inadecuadas para la mezcla, o poca o ninguna ayuda de supervisión. Este método es simple y directo. No obstante, las presiones del casing resultan un poco más altas que en las otras técnicas, y el ahogo del pozo lleva más tiempo. No es conveniente utilizarlo en pozos en los que se prevea una pérdida de circulación. Esta es una técnica para circulación de pozos, además de ser un método de control de pozos. Es muy importante que todos estudien y entiendan la técnica e ideas utilizadas en el método del perforador, ya que es el método básico de control de pozos.

Si se siguen las ideas y las técnicas básicas, las operaciones de ahogo resultan sencillas. El Método del Perforador consiste en circular la surgencia al exterior. Luego se reemplaza el fluido del pozo por un fluido lo suficientemente pesado como para dominar la formación en surgencia. Luego se pueden abrir los BOPs y continuar las operaciones regulares del equipo. En el método del perforador:

Se cierra el pozo luego de la surgencia

Se registran las presiones de cierre de tubería (PCIBS) y presiones de cierre de casing (PCIC) estabilizadas

La surgencia es circulada al exterior inmediatamente.

Una vez hecho esto, se puede volver a cerrar el pozo.

Se aumenta la densidad del fluido.

Se circula el pozo nuevamente, con el fluido nuevo de mayor densidad.

Problema de ejemplo

Se cierra el pozo luego de una surgencia y se registra la PCIBS, la PCIC y el tamaño de la surgencia. A continuación, alguna información adicional que puede ser necesaria:

1. Velocidad de Caudal de Ahogo y Presión = 1000 psi (70 kg/cm2) en 30 epm



2. Bomba, 6 X 16 Dúplex

3. Densidad del fluido en el pozo 12,5 ppg (1500 g/l)

Problema de ejemplo

Se cierra el pozo luego de una surgencia, y se registra la siguiente información:


UNIDAD UNIDAD

BOMBA 1

MEDIDAS Pulgadas 6x16 Pulgadas 6 x 16



BOMBA 2

MEDIDAS Pulgadas 5 ½ x 16 Pulgadas 5 ½ x 16



PRESIÓN MÁXIMA DE BOMBEO Kg/cm2 277,8 PSI 3950

PRESIÓN CONJUNTO BOP Kg/cm2 703 PSI 10000

VOLUMEN PILETAS ACTIVAS M3 ? Bbls ?

VOLUMEN LÍNEAS DE SUPERFICIE M3 0,556 Bbls 3,50

DENSIDAD ACTUAL DE LODO Gr/Litro 1550 PPG 12,50

DENSIDAD EN PILETAS RESERVA Gr/Litro 1401 PPG 11,70

DENSIDAD ENSAYO INTEGRIDAD Gr/Litro 1090 PPG 9,10

PRESIÓN ENSAYO INTEGRIDAD Kg/cm2 110,40 PSI 1570

PROFUNDIDAD DE ENSAYO Metros 1533 FEETS 5030

BARRAS DE SONDEO


PESO Kg/m 24,70 Lbs/Ft 16,60

CAPACIDAD Litros/metro 7,40 Bbls/Fts 0,01422


PORTAMECHAS


PESO Kg/m Lbs/Ft

CAPACIDAD Litros/metro 4 Bbls/Fts 0,00768


CASING

DIÁMETRO EXTERIOR / INTERIOR Milímetros 244/224 Pulgadas 9 5/8 / 8,835

PESO Kg/m 59,50 Lbs/Ft 40

GRADO N-80 N-80

PRESIÓN INTERNA FLUENCIA (100%) Kg/cm2 404 PSI 5750

PVV Casing Metros 1524 FEETS 5000

PM Casing Metros 1524 FEETS 5000

DIÁMETRO DE POZO (trépano) Milímetros 216 Pulgadas 8 ½

PROFUNDIDAD DE POZO

PVV Metros 3048 FEETS 10000

PM Metros 3048 FEETS 10000 1- Utilice bomba 1 Veloc. Caudal de Ahogo= 30 epm Presión de bombeo= 1000 psi 2. Emboladas para desplazar tubería= 886 3. Emboladas Fondo a Superficie= 3242



Comenzar la circulación

Llevar la bomba a la velocidad de caudal reducido (30 epm) mientras se mantiene presión del casing o "contrapresión" constante, lo que soportará la presión en el fondo y evitará que el pozo fluya. En los equipos en los que la bomba no es fácil de controlar a velocidades bajas, tales como los mecánicos o los acoplados a la transmisión del equipo, se debe utilizar un método alternativo para llevar la bomba a la velocidad apropiada. En esos casos, mientras se pone la bomba en línea, se abre el estrangulador. Esto permite que el pozo fluya y que posiblemente ocurra una nueva afluencia, pero esto es preferible a que haya una fractura de la formación, provocada por la compresión inadecuada.

Una vez que la bomba alcanza la velocidad apropiada, se debe volver la presión del casing al valor que tenía antes. En este ejemplo, una vez que se lleva la bomba a la velocidad correcta, se debe ajustar el valor del casing a 600 psi (42 kg/cm2).

EMBOLADAS DE BOMBA PRESIONES POZO

Emb. por minuto Contador SONDEO CASING Posición de la surgencia

0 0 300 psi 600 psi En fondo de pozo




Primera circulación

Habiendo alcanzado la bomba la velocidad de caudal de ahogo y ajustada la presión del casing con el estrangulador para volver a la presión que tenía cuando se cerró el pozo, el control se desplaza al manómetro de presión de tubería. La presión de tubería se llama, en este momento, Presión de Circulación, que es la combinación de la PCIBS y la presión de bomba a esa velocidad de bombeo (en el método de Espere y Densifique esta presión se llamaría Presión Inicial de Circulación, pero como en este momento no se va a bombear fluido de ahogo, no habrá caída de la presión a Presión Final de circulación. En este ejemplo, la presión de circulación será de 1300 psi (91 kg/cm2).

Esta Presión de Circulación se debe mantener constante con el estrangulador, y el caudal de bombeo también se mantiene constante a la velocidad de Caudal de Ahogo, hasta que se circula la surgencia al exterior.

Si se trata de una surgencia gaseosa la presión del casing aumentará, como consecuencia de los ajustes realizados para mantener la presión de circulación adecuada en la tubería.

Si la surgencia es de agua salada, no se necesitan hacer muchos ajustes de presión. En este último caso la presión del casing permanecerá prácticamente igual.

Figura 1 - Pozo Cerrado

Figura 2 - Poniendo la bomba en línea





30 1200 1200 psi 800 psi En mitad de pozo

Ajustes de la presión

Mientras se circula la surgencia, se debe mantener la presión de tubería en los valores planeados. Si la presión de tubería es incorrecta, debe ajustarse al valor adecuado. Para ello, se debe determinar la cantidad de presión, por exceso o por defecto, que debe corregirse. No se deben realizar cálculos estimados. No se deberán tener en cuenta variaciones de menos de 50 psi (3,5 kg/cm2), a menos que la presión, ya sea alta o baja, esté en un punto crítico.

Cualquier variación de presión originará una onda de presión que se transmitirá en todo el volumen de fluido. Pero esta transmisión no es instantánea, si no que sufre un retraso. Un método práctico para compensar este retraso consiste en esperar aproximadamente dos segundos por cada 1000 pies (305 m) de profundidad del pozo. Muchos factores afectan a este retraso, por lo que se debe esperar el tiempo necesario antes de efectuar otra corrección si no se advierte ningún cambio.

OBSERVACIONES PRESIÓN DE SONDEO PRESIÓN DE CASING OBSERVACIONES

La presión debe subir 1200 psi 600 psi

100 psi

1200 psi 700 psi Aumentar levemente

la presión de casing

La presión aumentará 1300 psi 700 psi

al aumentar la

presión de casing

La surgencia en superficie

En una surgencia gaseosa caerán primero la presión del casing y luego la de sondeo, a medida que la surgencia comience a pasar por el estrangulador. Se debe ajustar el estrangulador para volver la presión de sondeo a 1300 psi. Esto es cerrando el estrangulador para llevar la presión de casing al valor que tenía en el momento anterior a que la surgencia entrara al estrangulador. Luego volver a poner toda la atención en la presión de sondeo. Estar atento al aumento de presiones cuando el lodo comience a pasar nuevamente por el estrangulador.

Figura 3 - Presión de Sondeo demasiado baja

Figura 4 - Corrección de presión en el casing





30 3000 1300 psi 1450 psi En el estrangulador


1300 psi 1600 psi Si baja la presión

del casing

Bajará también la 900 psi 800 psi

presión del sondeo


1300 psi 1600 psi Si se evita la caída

de presión de casing

la presión de sondeo 1300 psi 1600 psi

tampoco caerá



0 3400 300 psi 300 psi Fuera del pozo

Cerrar nuevamente

Una vez que se circuló la surgencia, se debe pasar a observar la presión de casing, la cual debe mantenerse constante, mientras se disminuye la velocidad de la bomba. Si se permite que la presión del casing caiga por debajo de la PCIBS original, puede presentarse otra afluencia. Una vez que se ha cerrado el pozo, tanto la presión de la tubería como la del casing deben ser iguales.

En este momento, se deben hacer dos cálculos.

Figura 6 - Si no se toman medidas la presión de casing caerá

Figura 5 - Golpe de gas en el estrangulador

Figura 7 - La rápida estabilización de la presión de casing estabiliza la de sondeo

Figura 8 - Cuando la surgencia esté afuera cerrar el pozo



Densidad del fluido de ahogo

Emboladas para llegar al trépano

En este ejemplo la densidad del fluido de ahogo será de 13,1 ppg (1570 g/l). Es necesario aumentar la densidad del fluido de la pileta activa antes de iniciar la segunda circulación.

Comenzar segunda circulación

Una vez que se aumentó la densidad del lodo de ahogo en las piletas, se debe comenzar a circular manteniendo la de presión de casing constante y al valor que tenía cuando se cerró por segunda vez. El procedimiento de inicio es igual al de la primera circulación, pero ahora la presión es diferente. Cuando la bomba alcanzó la velocidad de caudal de ahogo (30 epm) y se está manteniendo constante la presión del casing, se estará desplazando fluido más liviano de la barra de sondeo. Es necesario seguir manteniendo constante la presión del casing, siempre que no haya quedado fluido de surgencia en el pozo, hasta que el fluido densificado de ahogo llegue al trépano. En este ejemplo, tardará 886 emboladas.

La presión de sondeo caerá mientras el fluido de ahogo desplaza al fluido original. En este momento no se debe mantener la presión de sondeo. En teoría, hay que mantener constante la presión del casing hasta que el fluido de ahogo llega al trépano; aunque no es una necesidad se recomienda preparar un gráfico de presión para registrar el descenso de presión de la tubería.


Emb. por minuto Contador SONDEO CASING Lodo de ahogo

30 22 1300 psi 300 psi En pileta de succión


Emb. por minuto Contador SONDEO CASING Lodo de Ahogo

30 886 1050 psi 300 psi Llegó al trépano

El fluido de ahogo llega al trépano

Cuando la tubería está llena de fluido de ahogo (886 emboladas), se debe pasar a controlar el manómetro de presión del sondeo. Esta presión debe ser igual a la Presión Final de Circulación en el método de Espere y Densifique. La presión debería ser de 1048 psi (73,4 kg/cm2) en este ejemplo. Se debe mantener esta presión hasta que el fluido de ahogo llegue a la superficie.

Cuando verifiquemos que el lodo densificado de ahogo llegó a la superficie, se puede cerrar el pozo por tercera vez. Tanto la presión de la tubería como la presión del casing deberían ser iguales a cero.

Figura 9 - Iniciar el bombeo con el fluido de ahogo

Figura 10 - Mantener constante la presión de casing hasta que el lodo de ahogo llegue al trépano. Luego mantener constante la presión de sondeo



Si transcurrido un lapso de entre 15 a 30 minutos la presión se mantiene en cero, el pozo está ahogado. Si la presión no es cero, se debe comenzar a circular nuevamente. El problema puede ser que el fluido densificado de ahogo no esté homogéneamente distribuido en todo el pozo, o tal vez existe otra surgencia.

Si el pozo está ahogado, y se va abrir el BOP, recordar que puede haber presión atrapada. Tomar las precauciones del caso.



30 4200 1100 psi 100 psi Completó el pozo



Completó el pozo, retornando a pileta 0 5400 0 psi 0 psi

Revisión del procedimiento

Se cierra el pozo

Se registran las presiones de tubería y casing, y se calcula el tamaño de la surgencia

Se comienza a circular manteniendo constante la presión del casing hasta que la bomba alcanza el caudal de ahogo.

Una vez alcanzada la velocidad de ahogo, se anota la presión de tubería o se hace un cálculo previo de su valor, y luego se mantiene constante esta presión de sondeo por medio del estrangulador.

Se mantiene constante la presión de tubería y el caudal de bombeo hasta que se haya circulado la surgencia al exterior.

Luego se cierra el pozo y se aumenta la densidad del lodo.

Se comienza la segunda circulación y se mantiene constante la presión del casing hasta que la tubería se haya llenado con el nuevo lodo de mayor densidad.

Luego circular el pozo lleno de fluido pesado manteniendo constante la presión de la tubería.

Cuando se estime que todo el pozo está lleno con el nuevo lodo, parar el bombeo y verificar presión cero para casing y sondeo.

Observar entre 15 y 30 minutos, de mantenerse la presión en cero, abrir el pozo con precaución

Figura 11 - Circulación completa del lodo de ahogo

Figura 12 - Cerrar el pozo nuevamente



MÉTODO "ESPERE Y DENSIFIQUE"

Este es otro método de presión de fondo constante. Por lo tanto, luego que se cierra el pozo, y hasta que se lo ahoga, la presión en el fondo debe mantenerse igual a, o debe superar por muy poco, la presión de formación. Si esto se logra sin pérdida de circulación o fallas en el equipamiento, el pozo puede ser ahogado sin que ocurra una nueva afluencia.

"Espere y Densifique" constituye el método de mejor equilibrio entre las muchas ventajas y desventajas inherentes a los diferentes métodos. Además, este método es el que ahoga el pozo con mayor rapidez, y el que mantiene más bajas las presiones de pozo y de superficie. Está claro que se requieren buenas instalaciones de mezclado para densificar el fluido, disponibilidad inmediata de densificante, una dotación completa, y ayuda adicional de supervisión. Todo esto está disponible en la mayoría de las operaciones marítimas, y en las operaciones de perforación profunda o de altas presiones en tierra.

En el método de "Espere y Densifique", el pozo se cierra luego de una surgencia. Se registran las presiones estabilizadas y el tamaño de la surgencia. Se densifica el fluido antes de comenzar la circulación, de ahí el nombre de Espere y Densifique. Luego se circula el fluido por el pozo, manteniendo las presiones y la densidad correctas mientras se lo ahoga.

Sabemos que en la práctica, es casi imposible ahogar un pozo con una sola circulación, porque el fluido no se desplaza de manera eficiente por el espacio anular. Pero esto sucede con todos los métodos de ahogo.

A continuación veremos un ejemplo, para lo cual utilizaremos los datos de página Nº 2


Emb. por minuto Contador SONDEO CASING SURGENCIA


Poner la bomba en línea

Una vez elegida la velocidad de caudal de ahogo, no se la debe modificar. Atención con este concepto. Si se cambia la velocidad de la bomba, también se deben modificar los cálculos de presión inicial de circulación y presión final de circulación, así como la tabla o el gráfico de presión.

En este ejemplo, la presión del casing es de 600 psi (42 kg/cm2). Esta presión debe mantenerse mientras se lleva la bomba hasta el caudal de ahogo. Si se permite que caiga la presión del casing en el proceso de llevar la bomba a la velocidad apropiada, la presión en el fondo del pozo también caerá. Esto tendrá como resultado un aumento en la afluencia.

Si se pone la bomba en línea y no se abre el estrangulador, o se lo hace en forma lenta, un rápido aumento de la presión puede provocar una fractura de la formación y/o una falla del equipamiento. Obviamente, es preferible una segunda surgencia a una fractura o a una falla del equipamiento.

IMPORTANTE La presión del casing es contrapresión. Tan pronto como la bomba esté en línea y funcionando a velocidad de caudal de ahogo, volver a la presión correcta.

Figura 13 - Pozo Cerrado




Emb. por minuto Contador SONDEO CASING SURGENCIA


Comenzar la circulación

Una vez que la bomba alcanza la velocidad de caudal de ahogo y se ajusta la presión de casing con el estrangulador para volver a la presión que tenía cuando se cerró el pozo, el control se desplaza a la presión de tubería.

La presión de tubería se llama, en este momento, Presión Inicial de Circulación PIC. Esto es simplemente la suma de la PCIBS (SITP) y la presión de bomba a velocidad de ahogo. En el ejemplo, la PIC es de 1300 psi (91 kg/cm2).

Ahora debemos poner en práctica el uso de la tabla de presión que vimos en el capítulo dedicado a Fundamentos de Control de pozos.


Emb. por minuto Contador SONDEO CASING SURGENCIA Lodo de Ahogo

Línea de ahogo

30 88 1250 psi 600 psi Subiendo de fondo de pozo

Programa de presión

Tener en cuenta que en el tiempo o en el número de emboladas que tarda el fluido de ahogo en llenar la tubería, la presión de tubería deberá caer desde la Presión Inicial de Circulación hasta la Presión Final de Circulación.

Cuando la tubería esté llena de fluido de ahogo (886 emboladas), el manómetro indicador de presión de tubería deberá mostrar Presión Final de Circulación (1048 psi. [73,4 kg/cm2]). Se debe mantener esa presión constante en el manómetro de presión de tubería hasta que se paren las bombas una vez finalizada la operación de ahogo.



Llenó sondeo

sube por anular 30 1200 950 psi 800 psi A mitad de pozo

Figura 14 - Colocando la bomba en línea

Figura 15 - Primer punto de control de Tabla de Presión

Figura 16 - Presión de Sondeo Demasiado Baja



Ajustes de la presión

Cuando se bombee fluido densificado por la tubería, y hasta que se ahogue el pozo, la presión que indica el manómetro debe ajustarse de acuerdo a la tabla o el gráfico.

Si la presión de tubería no es la correcta, debe ajustarse al valor adecuado. Para ello, se debe determinar la cantidad de presión, por exceso o defecto, que debe corregirse. Recordar que no se deben realizar cálculos estimados y que no se deberán tener en cuenta variaciones menores de 50 psi [3,5 kg/cm2], a menos que la presión, ya sea alta o baja, esté en un punto crítico.

La cantidad de presión necesaria deberá ser sumada o restada de la presión de casing (contrapresión). No olvidar que transcurrirá cierto tiempo para que el cambio de presión se refleje en el manómetro de la tubería. Un método práctico para compensar este retraso consiste en esperar aproximadamente dos segundos por cada 1000 pies (305 m) de profundidad del pozo.

Dado que son muchos los factores que afectan a este "retraso", siempre se debe esperar un tiempo adecuado antes de efectuar una corrección si es que no se advierte ningún cambio.

OBSERVACIONES PRESIÓN DE

SONDEO PRESIÓN DE CASING OBSERVACIONES

La presión debe 990 psi 600 psi

subir 100 psi

990 psi 700 psi Aumentar levemente

la presión de casing

La presión de sondeo

aumentará al 1090 psi 700 psi

aumentar la de casing

La surgencia en superficie

Cuando se trate de una surgencia gaseosa, primero la presión del casing, y luego la presión de tubería, esto es una vez transcurrido el necesario tiempo de retraso debido a los cambios de un manómetro al otro, comenzarán a caer a medida que la surgencia pase a través del estrangulador. Entonces debe ajustarse rápidamente el estrangulador, para devolver la presión del casing al valor que tenía antes de que el gas golpeara el estrangulador. Es aconsejable llevar un registro por escrito de la presión del casing para utilizarlo como referencia.

Una vez que se devuelve la presión del casing al valor correcto, y una vez transcurrido un lapso que permita la estabilización de la presión en todo el sistema, se debe volver a utilizar el manómetro de presión de tubería, y se deben realizar las correcciones necesarias. Si detrás de la surgencia llega fluido al estrangulador, la presión del casing tenderá a aumentar. Nuevamente, se debe ajustar la presión del casing al último valor registrado.

En nuestro ejemplo, tratamos de estabilizar la presión del casing en 1300 psi para mantener una presión de sondeo de 1048 psi.

Figura 17 - Corrección de presión de sondeo





Llenó pozo casi total 30 3000 1050 psi 800 psi En boca de pozo


1050 psi 1300 psi Si baja la presión

de casing

También bajará la 900 psi 300 psi

presión de sondeo

OBSERVACIONES PRESION DE SONDEO PRESION DE CASING OBSERVACIONES

1050 psi 1300 psi Si se evita la caída

de presión de casing

tampoco caerá la 1050 psi 1300 psi

presión de sondeo

Continuar la circulación

Una vez que se ha circulado la surgencia, se debe mantener la Presión Final de Circulación (1048 psi) hasta que el fluido densificado de ahogo llegue a la superficie.



Completó la circulación 30 4200 1050 psi 90 psi Fuera del pozo

Volver a cerrar el pozo

Si las presiones de circulación no cayeron por debajo de los valores planificados y se logró circular la surgencia, se puede volver a cerrar el pozo. Las presiones de sondeo y de casing deberían estar en cero. Dejar pasar entre 15 y 30 minutos. Si la presión es igual a cero, el pozo está ahogado. Si la presión no es cero, se debe comenzar a circular nuevamente. El problema puede estar en que el fluido densificado no es homogéneo en todo el pozo, o tal vez hay otra surgencia. Si el pozo está ahogado, y se va a abrir el BOP, se debe tener presente que puede haber presión atrapada.

Figura 18 - Golpe de gas en el estrangulador

Figura 19 - Si no se toman medidas, cae la Presión de casing

Figura 20 - La rápida estabilización de la Presión de Casing estabiliza la Presión de Sondeo

Figura 21 - Circulación completa de lodo de ahogo





0 5400 0 0 Fuera del pozo Llegó a piletas

Revisión del procedimiento

Se cierra el pozo luego de la surgencia y se registra la información de la PCIBS, y la PCIC estabilizadas, y el tamaño de la surgencia.

Lo primero que se debe calcular es la densidad del fluido de ahogo. Se aumenta la densidad del fluido en las piletas hasta alcanzar el valor calculado para el fluido de ahogo.

Se completa el resto de la hoja de trabajo mientras se densifica el fluido de las piletas.

Cuando está todo listo para circular, se lleva la bomba a la velocidad de caudal de ahogo (caudal reducido) y se mantiene la "contrapresión" adecuada.

Se debe mantener la presión de la tubería de acuerdo a la tabla o gráfico. Todos los ajustes de la presión deben comenzar con el ajuste de la presión del casing o contrapresión, desde el estrangulador. Llevar un registro de todo ajuste de presión.

Cuando llega el fluido pesado al trépano, se debe mantener la presión de sondeo en los niveles de Presión Final de Circulación hasta que el lodo densificado de ahogo vuelva a la superficie.

Cuando pasa gas, o lodo que sigue al gas, a través del estrangulador, se debe estabilizar la presión del casing en el último valor registrado. Una vez que se estabilizan las presiones, se debe ajustar y mantener la presión de la tubería en el valor apropiado hasta que se haya ahogado el pozo.

MÉTODO CONCURRENTE

El método Concurrente consiste en densificar el fluido presente mientras se circula. Por lo cual es más complejo que otros métodos y ofrece pocas ventajas con respecto al método de Espere y Densifique, por lo cual no se lo utiliza a menudo. En este sentido presenta la complicación adicional de que se tienen dos o más densidades de fluido en la tubería al mismo tiempo. Lógicamente esto dificulta los cálculos de la presión hidrostática del fondo del pozo y demás.

La ventaja principal reside en que puede comenzarse la operación de ahogo tan pronto como se registran las presiones de cierre, o cuando se determina que puede llegar a sobrepasarse la Máxima Presión de Cierre Admisible. En lugar de esperar hasta que el fluido en superficie sea densificado hasta alcanzar la densidad de ahogo, se comienza la circulación a un caudal reducido incrementando la densidad del fluido densificado de ahogo mientras se circula. La capacidad de las instalaciones de mezclado en el equipo determinará la velocidad del incremento.

El procedimiento es el siguiente: una vez registrada toda la información referente a la surgencia, se debe poner la bomba en línea utilizando uno de los métodos previos. Cuando se alcanza la velocidad de caudal de ahogo deseada, se debe mantener la Presión Inicial de

Figura 22 - Pozo nuevamente cerrado



Circulación. El fluido de ahogo debe ser densificado lo más rápidamente que sea posible de acuerdo al equipamiento del equipo. Se debe mantener informado al operador del estrangulador a medida que se modifica la densidad del fluido en el tanque de succión. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las emboladas de la bomba y anotar en su tabla la nueva densidad del fluido a medida que éste es bombeado.

Es necesario calcular las emboladas necesarias para que el fluido densificado llegue al trépano. Cuando esto ocurre, se reduce la presión de tubería, o se hacen los ajustes necesarios para circular un fluido más pesado por el pozo. Se deben registrar todas las modificaciones en la densidad de los fluidos, para que se puedan realizar los ajustes de la presión de tubería.

Cuando el fluido final de ahogo llega al trépano, se alcanza la Presión Final de Circulación y, a partir de ese momento, se debe mantener constante la presión hasta que se concluya la operación.

MÉTODO VOLUMÉTRICO DE CONTROL DE POZOS

Para corregir las variaciones de presión en el espacio anular durante la maniobra de bajada o sacada de tubería bajo presión, o para mantener constante la presión del fondo del pozo cuando no hay tubería en su interior, se puede utilizar un método que relaciona el volumen de fluido en el espacio anular y la presión anular. Este Método Volumétrico está sujeto a ciertos errores y es un concepto matemático, por lo que solo debe utilizarse cuando se cuenta con la supervisión adecuada.

En condiciones normales, se puede mantener constante la presión en el fondo del pozo monitoreando y manteniendo constante la presión de la tubería. Esto se logra descargando fluido por el estrangulador para reducir la presión de tubería. Si la tubería está tapada o si no hay tubería en el pozo, o no se puede monitorear la presión de tubería, se puede usar el método Volumétrico.

En el desarrollo de este método, se monitorea y se mantiene constante la presión en el casing hasta que se descarga una cantidad calculada de fluido por el estrangulador. Luego se recalcula la presión de casing que se debe mantener, de acuerdo a cálculos previos.

Cuando el gas llega a la superficie, se revierte el proceso y se bombea fluido al pozo, permitiendo que la presión del casing disminuya de acuerdo al cálculo volumétrico. Esta técnica también se conoce como Inyección y Purga.

El Método Volumétrico se basa en algunas observaciones básicas de las presiones y condiciones del pozo.

La cantidad de fluido que queda en el espacio anular controla en parte la presión de cierre del interior del casing.

Las variaciones en la cantidad de fluido en el espacio anular modifican la presión de cierre del interior del casing.

Se puede calcular la presión que ejerce cada barril (litro) de fluido en el espacio anular.

Los cálculos matemáticos requeridos para el Método Volumétrico son los siguientes:

CAPACIDAD ANULAR

Capacidad Anular = Cap. Pozo – (Cap. Tubería + Desplaz. Tubería)

GRADIENTE DE FLUIDO

Gradiente de Fluido = Densidad de fluido x 0,052



PRESIÓN EJERCIDA POR EL FLUIDO

Presión Hidrostática = Gradiente de Fluido / Capacidad anular

En el Método Volumétrico, la presión de cierre del interior del casing o la presión de cierre del espacio anular más cierto margen se define como la presión necesaria en el casing o espacio anular para dominar una formación en surgencia.

Si se pierde fluido por desplazamiento a las piletas, o si se bombea fluido de las piletas al pozo, se debe aumentar o disminuir la presión en el espacio anular de acuerdo a la presión que representa dicha cantidad de fluido en el pozo.

Cuando se está sacando tubería bajo presión de pozo (stripping), o en la bajada forzada contra presión (snubbing), la presión del casing se deberá mantener constante, y el fluido será desplazado por la tubería.

En estas maniobras forzadas contra presión se debe utilizar alguna válvula o dispositivo de retención o BOP interno. En este caso, el desplazamiento de la tubería será igual al de tubería llena, o sea capacidad más desplazamiento.

Ejemplo de método volumétrico.

Profundidad = 11.500 pies

Casing = 7 5/8" 10.000 pies 24 lb/p, 0,0479 bbl/pie capacidad

Tubería = 2 7/8" 10,4 lb/p, 0,003784 barriles/pie desplaz., 0,004495 (bbl/p) capacidad.

Densidad del Fluido = 12.5 ppg (1500 g/1) PCIC = 600 psi

Cálculo de la presión hidrostática por barril de fluido en el espacio anular:

Presión Hidrostática (psi/bbl) = Gradiente de Fluido (psi/pie) / Capacidad Anular (bbl//pie)

Presión Hidrostática (psi/bbl) =0,65 psi/pie / (0,0479 barriles/pie -0,0083 barriles/pie)

Presión Hidrostática (psi/bbl) = 0,65 psi/pie / (0,0396 barriles/pie)

Presión Hidrostática (psi/bbl) = 16,4 psi/barril

Cada barril en un espacio anular de 7 5/8 " por 27/8 " ejerce una presión de 16,4 psi. Por lo tanto, por cada barril de fluido que se deja fluir del pozo la presión se reduce en 16,4 psi. Esto sucede solamente con el fluido adicional que se deja salir del pozo, y no con el fluido real que se necesita para desplazar la tubería. Luego de que se desplazan 10 tiros al pozo, la presión del casing sigue siendo 600 psi porque ésta es la presión que mantiene el estrangulador. Suponiendo ahora que el fluido desplazado a la pileta de maniobra es igual a 15 barriles, se puede calcular la cantidad real de fluido que se debía desplazar.

Tubería = 10 triples X 90 pies/triple X 0,0083 barriles/pie = 7,47 bbl Desplazamiento Real = 15 barriles Diferencia = 7,53 barriles V

Claro está que en el ejemplo precedente, se permitió salir del pozo 7,53 barriles de fluido más de los requeridos por el desplazamiento de la tubería. La presión que estos 7,53 barriles ejercerían en el pozo sería igual a:

Presión (psi) = Presión Hidrostática (psi/bbl) X Diferencia (bbl)

Presión (psi) = 16,4 psi/barril X 7,53 barriles

Presión (psi) = 123 psi = 8,61 kg/cm2

Siguiendo el Método Volumétrico, 7.53 barriles equivalen a 123 psi. Si se asume que la



surgencia es de gas, esto significará que se necesitará ejercer 123 psi más de presión en el casing para dominar la formación en surgencia. Entonces la nueva presión del casing será de 723 psi.

Cuando se lo utiliza en operaciones de bajada/sacada de tubería bajo presión, el Método Volumétrico se transforma en un control de las condiciones de bajada/sacada bajo presión, más que un método de control de pozo.

INYECCIÓN Y PURGA

En general este método se utiliza cuando el fluido de la surgencia ya llegó a la cabeza del pozo. Se lo utiliza cuando los punzados o las aberturas de circulación de la tubería están tapadas; cuando hay un tapón de arena o de alguna otra obstrucción que no permita la circulación, y donde presiones altas de pozo alcancen los valores admisibles de presión de la cabeza de pozo.

El método de inyección y purga consiste en bombear fluido al interior del pozo y luego permitir que trabaje y comience a aumentar la presión hidrostática. Se debe dejar pasar el tiempo suficiente como para que esto ocurra. Dado que se le agrega presión hidrostática al pozo, se debe purgar la "contrapresión" en una cantidad igual al incremento de la presión hidrostática.

Para comenzar el método se debe bombear fluido al pozo. Este fluido debe ser medido cuidadosamente. Si se conoce el número de emboladas, o si se está bombeando desde un tanque medido, se calcula la longitud del fluido bombeado dentro del pozo. Una vez que se conoce esta longitud, se puede estimar el incremento de presión hidrostática, y este será el valor a purgar en superficie.

EJEMPLO

Presión de Superficie (PCIC) es de 4650 psi

Diámetro interno del Casing = 6"

Diámetro externo de la Tubería = 2 7/8"

Densidad del Fluido = 9 ppg

La bomba es una Gardner Denver PZ9, con un rendimiento de 0,044 barriles/embolada

En este caso, la bomba se pondría en línea lo bastante como para superar ligeramente la presión del pozo. Para esto se necesita una bomba de alta presión. La bomba empujará fluido al interior del pozo, lo cual elevará las presiones, por lo tanto, se deben minimizar las presiones y la cantidad de fluidos inyectados. Un incremento de 200 psi por encima de la presión de cierre será suficiente.

Cuando se inyectó el fluido, fueron necesarias 195 emboladas para aumentar la presión del casing en 200 psi hasta alcanzar 4850 psi.

Es sumamente necesario mantener las presiones al mínimo en todo momento. No obstante, se debe esperar hasta que el fluido caiga por el espacio anular antes de purgar la presión de inyección de 200 psi y llevar nuevamente la presión de casing a 4650 psi

Si no se da tiempo suficiente para el descenso del fluido, es posible que se pierda fluido y su correspondiente presión hidrostática al exterior del pozo cuando se comience a purgar. Una vez que pasa el tiempo suficiente, se puede purgar la presión de inyección. Este tiempo de espera puede ser de entre 15 y 30 minutos, o más todavía en pozos más profundos.

Ahora estamos en condiciones de purgar de la contrapresión el incremento de la presión hidrostática. Como 195 emboladas equivalen a 8,58 barriles de fluido (195 emboladas x 0.044 barriles/embolada = 8,58 barriles), esto ocupará 318 pies en el pozo (8,58 barriles / 0,027 barriles/pie = 318 pies). El agregado de 318 pies de un fluido que pesa 9,0 ppg incrementará la presión hidrostática en aproximadamente 150 psi (9,0 ppg x 0,052 psi/pie x 318 pies = 149 psi) El incremento de 150 psi en la presión hidrostática se resta a la presión



actual del casing de 4650 psi resultando 4500 psi, y se purga la presión del casing a ese valor.

El procedimiento, esto es inyectar fluido, esperar a que alcance la presión hidrostática, luego purgar el incremento, se repite hasta que el espacio anular esté lleno de fluido y la presión del casing alcance cero psi. Si el pozo estaba en situación de desbalance, el espacio que el gas ocupa en el pozo debe ser reemplazado por un fluido lo suficientemente pesado como para compensar el desbalance original.

INYECCIÓN DE FLUIDO SIN PURGA (BULLHEADING)

En algunas áreas esta es una técnica habitual de ahogo de pozos en el proceso de reparación. Este método funciona cuando no hay obstrucciones en la tubería y se puede lograr la inyectabilidad dentro de la formación sin exceder ningún límite de presión. En este procedimiento, los fluidos del pozo se bombean nuevamente al interior del reservorio, desplazando la tubería o el casing con una cantidad suficiente de fluido de ahogo. También se puede aplicar el bullheading bajo ciertas condiciones de perforación, principalmente si ocurre una surgencia de H2S. En este caso, hay que liquidarla bombeándola nuevamente al interior de la formación, en lugar de traerla a la superficie.

En las operaciones de reacondicionamiento, el método de "bullheading" tiene aplicaciones limitadas, y está sujeto a problemas tales como:

Cuando los fluidos de la formación son de alta viscosidad, aplicar esta técnica puede resultar difícil y consumir mucho tiempo

Se deben conocer las presiones de rotura por presión interior de tubería y de casing, y no se las debe exceder. A veces, puede resultar necesario aplicar presión al casing para compensar y que la tubería no explote.

El gas puede provocar serios problemas de migración. Si hubiera un problema de migración de gas, se recomienda agregar viscosificantes al fluido de ahogo.

Una baja permeabilidad del reservorio puede hacer necesario que se exceda la presión de fractura.

Procedimiento:

Determinar la presión del interior de la tubería con el pozo cerrado. Si se está haciendo bullheading en el casing, determinar la presión del interior del casing.

Preparar un gráfica elemental de presión, utilizando emboladas versus presión de bomba. Comenzar con "0" emboladas y la PCIBS en el encabezado de la gráfica. Al pie de la gráfica se registrarán las emboladas para llegar al final de la tubería ó trépano (este será el valor de presión de inyección a la formación).

A medida que se acelera la bomba como para superar la presión del pozo, el fluido comenzará a comprimir los gases o fluidos, hasta que la formación comience a recibirlos. Esta presión puede ser de varios cientos de psi por encima de la PCIBS. Se debe tener cuidado de no exceder ninguna presión máxima y bombear en los valores planificados. Normalmente, la bomba se pone en línea lentamente, una vez establecida la inyección, se la lleva a la velocidad deseada, y luego se vuelve a bajar la velocidad a medida que se estima que el fluido de ahogo se acerca a la formación.

Una vez que el fluido de ahogo comienza a ingresar a la formación, y dado que en la mayoría de los casos no es el mismo tipo de fluido, no podrá entrar a la formación con el mismo caudal de inyección. Esto provocará un aumento en la presión de bombeo. Se debe detener la bomba y, a menos que se haya aprobado un sobre-desplazamiento, se debe volver a cerrar el pozo y se lo debe controlar.



Si todavía se registra presión, es posible que el gas haya migrado más rápido de lo que se lo estaba bombeando hacia abajo, o tal vez el fluido de ahogo no tenía la densidad apropiada. En este caso, utilizar un método de inyección y purga, de circulación inversa o normal. Recordar que no se puede considerar que un pozo esté ahogado hasta que el lodo de ahogo no haya desplazado al lodo original en el casing.

Otra técnica de bullheading que se utiliza sobre todo en perforación requiere que se bombee por el espacio anular y que no se permitan retornos a través de la barra de sondeo. Como ya se ha mencionado, este método se aplica en situaciones tales como presencia de gas corrosivo o con surgencias demasiado grandes como para traer a la superficie.

La decisión de utilizar la técnica de bullheading durante la perforación debe tomarse de antemano, como parte del procedimiento de cierre. Si se retrasa la decisión de usar esta técnica, habrá una migración de gas, y disminuirán las posibilidades de empujar a la surgencia al interior de la formación que la produjo. Si se bombea de esta manera, y se presuriza el pozo, se puede llegar a fracturar la formación a la altura del zapato, o en otros puntos de poca resistencia a la presión en el sistema. .

CIRCULACIÓN INVERSA

Como su nombre lo indica, la circulación inversa es lo opuesto a la circulación normal, o de sentido de bombeo de ahogo de pozo. La bomba se dispone para bombear hacia el interior del espacio anular del casing, y se recibe el retorno a través de la tubería, hacia el manifold del estrangulador.

Las ventajas de la circulación inversa son:

Es el camino más rápido para circular algo a la superficie

El problema queda en la tubería más fuerte desde el principio.

Es una forma segura de circular una surgencia al exterior del pozo.

Muchas veces, el fluido del espacio anular (fluido de empaque) es lo suficientemente denso como para controlar la formación, lo cual minimiza la mezcla y densificación del fluido en el equipo.

Entre las desventajas de la circulación inversa se incluyen:

El mayor porcentaje de pérdidas de presión de fricción está en el menor diámetro, o sea que ocurrirá en la tubería. En la circulación inversa, la mayor parte de la presión de bomba para la circulación ahora se ejercerá en el espacio anular. En perforación, es posible que las formaciones débiles no soporten la presión adicional. En las operaciones de reacondicionamiento, un casing débil o en mal estado puede fallar o, si se intenta utilizar caudales altos que tendrán como resultado presiones altas, una tubería débil o llena de gas puede sufrir una fractura por causa de la diferencia de presión.

En general, no se recomienda la circulación inversa en los casos en que hay peligro de taponar con recortes o residuos del pozo las aberturas de circulación, punzados, o boquillas del trépano de la columna.

Si la tubería está llena de gas, puede haber dificultades para establecer y mantener caudales y presiones de circulación.

Si hay fluidos de densidades diferentes en el sistema de circulación, resultará muy complicado calcular las presiones a mantener.

Si en el espacio anular hay gas, éste puede migrar hacia arriba más rápido que el caudal de bombeo. La adición de viscosificantes puede solucionar este problema, pero también puede aumentar la presión de bombeo.

Si existe la posibilidad de presencia de gas H2S, hay que asegurarse de que se



lo canalizará por la tubería apropiada, por el equipo de separación y por el quemador de gas residual.

Los principios básicos de la circulación inversa son esencialmente los mismos que los de cualquier método de presión de fondo de pozo constante. La diferencia estriba en que no se establecen ni presiones ni caudal de circulación. La bomba debe ponerse en línea, debe estabilizarse la presión de fondo y debe establecerse la presión de circulación. También difiere porque en lugar de usar la presión de tubería para monitorear la presión de fondo de pozo, se usa el manómetro de casing. El estrangulador se utiliza ahora en la barra de sondeo o en la tubería. Se debe tener en cuenta que si todavía no hay gas en la superficie, llegará a la misma mucho más pronto que con la circulación normal.

Muchas veces, cuando se abre una abertura de circulación en la tubería, el fluido en el espacio anular se comportará como en un tubo en "U". Esto puede requerir que se bombee con un caudal muy rápido para llenar el espacio anular como para poder alcanzar el nivel de fluido que desciende. Este problema puede minimizarse manteniendo cerrado el estrangulador de la tubería hasta que se pueda comenzar el procedimiento de arranque de la bomba.

En el proceso de poner la bomba en línea, debe mantenerse constante la presión en la tubería. Esto resulta muy difícil cuando la tubería está llena de gas. Una vez que la bomba está funcionando a la velocidad deseada, la presión de casing se mantiene constante hasta que se haya desplazado la tubería. Este método es bastante similar al del Perforador.

Puede haber complicaciones si el fluido no tiene la densidad apropiada para controlar la formación. Se debe considerar si se circulará y se desplazará la tubería y el espacio anular, y luego se densificará, o si se densificará y se circulará utilizando una técnica de "densifique y espere". Si el fluido del empaque es demasiado pesado, puede haber pérdida de fluido o fractura de la formación.

Como ya vimos si la tubería está llena de gas de formación, no se pueden calcular con precisión las variaciones de la presión de fricción mientras se circula el fluido de ahogo. Las técnicas normales de circulación resultan inadecuadas. En estas circunstancias, puede calcularse el incremento estimado de la presión hidrostática en la tubería, y la presión del estrangulador puede disminuirse en esa cantidad. Una gráfica de presión de hoja de ahogo estándar versus emboladas será suficiente para ayudar a graficar la presión.

CONTROL DE POZO EN PERFORACIÓN CON AIRE

Ya sabemos que se define una surgencia como una intrusión no deseada de líquido o gas en el interior del pozo. Los principios de la perforación con aire permiten las surgencias hasta que la formación está produciendo a un ritmo que imposibilita la perforación o que torna inseguras las condiciones de operación.

En el caso que las tasas de afluencias sean muy altas, es posible que se tome la decisión de llenar el pozo con lodo o agua y, de esa manera, ahogar el pozo. En otras áreas, a menos que ocurra una falla en el equipamiento, o a menos que se encuentren presiones más altas o producción mayor de lo que se esperaba, es muy raro que se cierre el pozo.

Las técnicas de ahogo de pozo pueden variar de acuerdo a la región y a las prácticas aceptadas en el área. En algunas áreas, es práctica habitual pasar de la inyección de aire al bombeo de agua. En otras áreas, se utiliza el mismo método, pero los retornos se toman por la línea del estrangulador. En otros casos, algunos pozos se cierran por completo y se los llena, bombeando por la línea de ahogo.

Cualquiera sea el lugar donde se tomen los retornos, por la línea de salida al separador (blooie line) o por la línea del estrangulador, en la mayoría de los métodos se bombea agua por la barra de sondeo hasta el trépano. Se utiliza un caudal de bombeo alto, debido al efecto de "vacío" de la barra de sondeo. Este efecto de vacío es simplemente la



formación que está produciendo, ejerciendo una succión en las barras. También hay un diferencial enorme entre el peso del agua que se bombea y los gases de la formación en el espacio anular.

Es por estas razones que se bombea agua por la barra de sondeo con un caudal alto. En muchas áreas es práctica habitual la reducción del caudal de bombeo justo antes de que el agua llegue al trépano, para evitar un incremento repentino de la presión sobre la bomba.

A partir de aquí, se pueden utilizar diferentes técnicas, las que dependen en gran medida de la geología, los gradientes de fractura de la formación conocidos o estimados, el equipo de trabajo disponible, y lo que funcione mejor en el área.

La técnica más simple es continuar bombeando con caudal alto. Una vez que se ha acumulado suficiente presión hidrostática en el espacio anular, la formación deja de surgir y se ahoga el pozo.

En otra técnica, se circula a través del estrangulador, lo que da un control mucho más preciso de las presiones. Dado que el sistema del estrangulador tiene un diámetro menor que el de la línea de salida al separador (blooie line), la circulación a través del estrangulador ejercerá una mayor contrapresión en el pozo. La contrapresión adicional puede ser suficiente para evitar que el pozo continúe fluyendo, o puede ser necesario utilizar una técnica de estrangulador.

Estas técnicas de estrangulador utilizan diferentes variaciones, manteniendo la presión hidrostática del agua para recuperar el control del pozo. En una de ellas, tan pronto como el agua da vuelta al trépano, se cierra el estrangulador lo suficiente como para ejercer la presión hidrostática del agua como contrapresión. A medida que se circula el agua hacia arriba en el pozo, se disminuye gradualmente la contrapresión de acuerdo al incremento calculado de la presión hidrostática del agua. Recordar que los gases de formación también ejercen presión hidrostática. Por esta razón, se suele utilizar un factor de seguridad para evitar que el pozo se presurice más allá del peso equivalente del agua utilizada. Recuérdese que puede tratarse de agua salada, que pesa lógicamente más que el agua dulce.

Este factor de seguridad es la densidad del agua que se está utilizando, menos la densidad estimada de los gases de formación. Supongamos que se debe llenar un pozo utilizando agua salada de 9,3 ppg, y la densidad de los gases de formación estimados se calcula en un valor de 2,0 ppg. Para calcular la presión equivalente que se debe ejercer: 9,3 ppg - 2,0 ppg = 7,3 ppg, lo que se multiplica por la profundidad vertical PVV, y por 0,052, para obtener la presión hidrostática o contrapresión equivalentes que se deben utilizar inicialmente en el estrangulador a medida que el agua salada comienza a ascender desde el trépano.

Por otra parte el incremento en la presión hidrostática puede calcularse por el volumen, las emboladas, o por el tiempo, y luego la presión del estrangulador se disminuye en esa cantidad. Esto se puede hacer simplemente realizando una gráfica de presión a mantener, contra emboladas. Será suficiente un gráfico de presión de una hoja de ahogo estándar, pero se debe recordar que es la presión del estrangulador la que se está graficando.

Existe otra técnica que utiliza el mismo principio de reducir la contrapresión a medida que se incrementa la hidrostática, excepto que ahora la presión no se aplica en el estrangulador hasta que se estima que el agua llegó al zapato del casing. A partir de allí, solamente se mantiene la presión hidrostática equivalente a la del zapato a superficie. A medida que aumenta la presión hidrostática por encima de la del zapato, el equivalente se purga por el estrangulador.

Una última técnica de estrangulador toma en cuenta el desconocimiento de muchos factores. A menudo, no se conoce el punto de fractura de la formación, o la resistencia de la formación en el zapato del casing, o tal vez el personal que está en la zona no conoce estos datos. Si se tratase de hacer una prueba de admisión, llenando el pozo con agua, se pierden las ventajas económicas de la perforación con aire. Por lo tanto, en muchas áreas esta prueba no se realiza, y se desconocen ios datos acerca de la integridad estructural de la formación, o la calidad de la aislación de la cementación del casing.



Por estas razones, se suele utilizar una regla práctica acerca de qué presión de estrangulador se debe mantener. Esta regla práctica consiste en tomar la mitad de la profundidad del casing y utilizar esa cifra como la cantidad de psi a mantener. En otras palabras, si el casing estuviera a 500 pies la contrapresión a mantener sería de 250 psi. Es una suerte de método de prueba y error.

Una vez que el fluido llega a la superficie, el pozo está ahogado por la presión hidrostática del agua. Si el pozo continúa fluyendo, se deben utilizar técnicas de circulación convencionales.

SURGENCIAS CON EL SONDEO FUERA DEL POZO

Es sabido que algunos de los reventones más graves ocurren durante una maniobra. Si el fluido es lo suficientemente pesado como para operar sin que haya una surgencia, se debería detectar la surgencia de maniobra por el hecho de que el pozo no acepta la cantidad apropiada de fluido. Las surgencias que ocurren en una maniobra generalmente tienen su origen en el no haber advertido un pistoneo.

Una vez que se determina que ha entrado una afluencia al pozo y se cierra el pozo, las presiones deberían ser bajas. Cuando el pozo se ha cerrado, hay diferentes técnicas, tales como bajada/sacada bajo presión en forma continua, o por etapas, que se pueden usar para controlar el pozo. Sea cual fuere la técnica que se use, se deberán incorporar correcciones volumétricas de las presiones a mantener durante la circulación o durante la maniobra de retorno al fondo.

Las correcciones volumétricas citadas son necesarias para compensar tanto las variaciones en la longitud de la surgencia como las variaciones en la geometría del pozo, además del desplazamiento de fluido al exterior del pozo por la expansión del gas. Si no se realizan estas correcciones, la suma de estos factores puede resultar en un descenso de la presión hidrostática de una magnitud suficiente como para permitir una nueva afluencia.

En caso de ser posible, se considera que la mejor opción es volver a bajar al fondo. Esta maniobra de vuelta al fondo, teniendo en cuenta qué presiones mantener, versus el aumento de volumen, puede resultar compleja si hay diferentes tamaños de cañería y variaciones en la geometría del pozo. Una vez que se vuelve al fondo, la circulación fondo arriba con el método del Perforador permitirá recuperar el control de la presión hidrostática del pozo.

No resulta muy recomendable el concepto de "ir al fondo por etapas" (staging) por que consiste en la utilización de un fluido mucho más pesado a esa profundidad, para sobrecompensar la surgencia. Se debe tener en cuenta la profundidad a la que se estará circulando, y el efecto que el fluido más pesado y la densidad equivalente de circulación tendrán en el zapato del casing, o en las zonas débiles del pozo. Una vez que se ha circulado el fluido más pesado, la presión hidrostática adicional mantiene "quieto" al pozo. En este punto, se puede abrir el preventor y se baja al pozo una cantidad predeterminada de tubería. Luego se repite el proceso de circular un fluido pesado, aunque más liviano que el fluido densificado inicial y de bajar hasta una profundidad predeterminada, esto se repite hasta que la tubería haya vuelto al fondo.

Está claro que con esta técnica pueden surgir muchas complicaciones. En primer lugar, se debe tener en cuenta que no se puede ahogar el pozo hasta que se haya retirado la surgencia y toda la columna de fluido esté acondicionada. En segundo lugar, si la afluencia es gaseosa, migrará, se expandirá y desplazará al fluido al exterior del pozo, lo que tendrá como resultado una pérdida de presión hidrostática que podría desencadenar una nueva afluencia en el pozo. Por otra parte, si se corre mucha tubería, el fluido pesado desplazado por la maniobra reducirá la presión hidrostática, y podría permitir que el pozo fluya. Si se baja tubería hasta que se advierte que el pozo fluye, una nueva afluencia, sumada a presiones de cierre más altas, originará complicaciones adicionales. Además, si la afluencia es gaseosa y está debajo de la tubería, el mantenimiento de las presiones de circulación planificadas sin



las correcciones volumétricas del caso puede provocar una nueva afluencia y desencadenar un desastre. Se debe poner énfasis en el hecho de que el aumento en los niveles de fluido en las piletas se debe probablemente a la expansión y migración del gas.

AHOGO DE UN POZO EN PRODUCCIÓN

Normalmente lo primero que se hace en el workover de un pozo en producción es ahogar el pozo. De acuerdo a las condiciones del mismo, hay varios procedimientos para elegir. Se establece primero si el tubing y la tubería de revestimiento pueden soportar la presión necesaria para circular o inyectar en la formación, si se puede circular el espacio anular, cual es la presión actual de la formación.

Cada pozo necesita ser evaluado para determinar el procedimiento más efectivo. La seguridad de la operación es prioritaria y debe ser determinada antes de comenzar los trabajos. La válvula de succión (swabbing) debe estar cerrada, y la presión purgada, antes de conectar al árbol de producción las líneas para matar el pozo, el conjunto de BOP o los lubricadores. Ya que un pozo en actividad produce presión inmediatamente que se abren las válvulas maestras y la de swabbing, es muy importante que este equipo sea conectado correctamente al árbol.

Se debe instalar una válvula de contrapresión en la cabeza del pozo, o un tapón en el fondo, mientras se conecta el equipo en la superficie. Es muy común sentar el tapón a 100 pies usando una unidad de cable. Una válvula mecánica de contrapresión se coloca en la base del árbol de producción. Este procedimiento se recomienda, para asegurar que si ocurre un accidente durante la conexión del equipo de superficie el pozo está controlado. Estos tapones y válvulas se desmontan antes de empezar la operación para matar el pozo.

Para poder introducir tubing u otra tubería de trabajo en el pozo, sin usar una unidad de snubbing, el pozo debe estar completamente ahogado. El pozo se ahoga llenando el tubing y/o la tubería de revestimiento con un fluido de suficiente densidad (Ibs/gal, gr/l) para que la presión hidrostática del fluido exceda la presión de la formación y prevenga el flujo del pozo. La siguiente información es necesaria cuando se va a matar un pozo en producción:

Tamaño y capacidad del tubing y de la tubería de revestimiento

Presión de la formación o presión de fondo BHP.

Presión de fractura de la formación

Profundidad vertical verdadera PVV donde se tomó la presión de fondo

De existir, sitio en que se encuentra la obstrucción en el pozo.

Uno de los siguientes métodos es usado para matar un pozo en producción. El método usado depende de las condiciones del pozo.

Inyección a presión (Bullheading)

Lubricando y purgando

Unidad de coiled tubing

Unidad de snubbing

Sobre el particular ver las páginas correspondientes de este mismo capítulo.

Inyección a presión (Bullheading)

Este método se usa cuando no hay obstrucciones en el pozo y se puede establecer inyectividad en la formación.

Un procedimiento típico para esta operación es el que sigue:



Determinar el peso del fluido necesario para controlar la formación, más aproximadamente 300 psi de contrapresión.

Calcular la capacidad del tubing y de la tubería de revestimiento hasta las perforaciones.

Conectar la línea para bombear en el pozo y probarla con 5000 psi.

Mezclar un tanque de fluido pesado para matar el pozo.

Ahogar el pozo inyectando suficiente liquido pesado hasta llenar el tubing y/o la tubería de revestimiento hasta los punzados mas, por lo menos, 15 barriles de sobre desplazamiento. Cuidar de no exceder la presión de fracturación.

Observar la presión en la tubería de revestimiento y otras tuberías adyacentes por muestras de fuga de fluido.

Lubricar y purgar

El método de lubricar y purgar se usa cuando la tubería o las perforaciones están tapadas y la presión en la cabeza del pozo no se puede purgar. La profundidad de la obstrucción se puede obtener usando la unidad de cable después de sacar la válvula de contra presión. Frecuentemente, cuando la obstrucción esta a una profundidad de menos de 3000 pies es probable que una unidad de snubbing sea requerida para esta operación.

Un procedimiento típico del método de lubricar y purgar es como sigue:

Calcule la capacidad del tubing hasta la obstrucción.

Anote la presión en la cabeza del pozo y determine el peso del fluido necesario para matar el pozo.

Conecte y pruebe la línea de inyección.

Mezcle en un tanque el fluido pesado. Se considera una buena practica mezclar un fluido de 9.8 Ibs/gal para matar el pozo usando este método. Dado que este es el máximo peso que se puede obtener usando cloruro de sodio, si se necesita un peso mayor se usa cloruro de calcio.

Unidad de Coiled Tubing

Generalmente el tubing es enrollado en un carretel capaz de contener 15,000 pies de tubería. La punta interna del tubing esta conectada a una unión rotatoria en el carretel para poder bombear fluidos por el tubing durante la maniobra. La capacidad normal del tubing es de 7,000 psi para explosión o colapso, esto es sin peso. No obstante, cuando el tubing esta colgando en el pozo no tiene ninguna resistencia al colapso.

El coiled tubing es metido y sacado en el pozo por medio de una cadena de tracción tipo sin fin con un inyector de tubing el cual es movido por un motor hidráulico. El tubing es apresado en cada lado por una serie de bloques metálicos montados en el mecanismo de la cadena. Este inyector puede disponer de una fuerza tanto hacia arriba como hacia abajo de 5,000 libras, si así es requerido.

Ya que estas unidades de carretel se usan en pozos que fluyen, son provistas con un BOP manual con arietes del tamaño del tubing, y con una presión de trabajo de 5,000 psi. Se instala por encima del BOP un lubricador con 5,000 de presión de trabajo. Este lubricador se usa cuando se necesita cortar, mantener y reparar escapes en el carretel.

El coiled tubing se ha usado en pozos de 11,000 pies de profundidad, pero hasta el momento este es el límite debido a la debilidad de la tubería. El control de profundidad puede ser un problema ya que el tubing se alarga por su propio peso.

Resulta esencial el previo entrenamiento de la cuadrilla ya que generalmente no tienen la experiencia necesaria para esta operación. Por otra parte, el tubing en el carretel debe ser



protegido siempre cuando esta fuera del pozo, e inspeccionado con frecuencia.

Aun más que con el tubing convencional, la limpieza del fluido es primordial con este tubing. La presión ha que se expone es generalmente alta y el flujo reducido debido al diámetro interno, por lo que los reductores de viscosidad se usan normalmente.

Unidad de snubbing

Cuando no se puede matar el pozo, como se vio antes, entonces hay que usar una unidad de snubbing. La profundidad de 3000 pies usada antes como límite es relativamente arbitraria. La presión en el pozo o la posible presión debajo de la obstrucción son las que dictan la necesidad de la unidad de snubbing. No obstante, si alguna de las dos presiones está en duda se debe usar la unidad de snubbing.

Es aconsejable usar un equipo concéntrico junto con la unidad snubbing ya que esto minimiza la cantidad de equipo necesaria y provee soporte a la unidad snubbing. La tubería se puede meter por snubbing hasta la profundidad requerida y el pozo circulado con fluido densificado para ahogarlo. Una vez que el pozo esta muerto y la unidad snubbing no es requerida la operación se continua con el equipo concéntrico. Es indispensable que un supervisor de perforación controle la operación con la unidad snubbing.

Guía general para ahogar el pozo

Todo el personal en la locación o en la plataforma debe saber cuándo se está purgando gas a la atmósfera, el uso de la máquina para soldar no es permitido.

Pequeñas cantidades de gas y aceite pueden ser purgadas en el tanque del equipo, se debe tener mucho cuidado de que estas no se inflamen.

El aceite en el tanque del equipo debe bombearse a la línea de producción o a un tanque de almacenamiento tan pronto como sea posible.

Cuando es necesario purgar volúmenes significantes de gas y aceite bajo presión estos se deben fluir a la estación de producción y no al tanque en el equipo. El supervisor de la operación debe notificar al supervisor de producción antes de hacer la purga.

Cuando se trate de ahogar pozos con una relación gas/petróleo (GOR) elevada, considerar que la adición de un polímero al fluido para matar el pozo, sirve para prevenir que el gas emigre a través del fluido. Esto es especialmente notable cuando se está inyectando en la formación a tasas de bombeo muy bajas. La adición del polímero también ayuda a que un pozo, con baja presión de fondo, se mantenga lleno de fluido.

El peso del fluido para matar el pozo debe ser bien seleccionado. Si el fluido es muy pesado aparecen problemas ya que hay pozos que toman fluido fácilmente.

El volumen de fluido bombeado o lubricado al pozo debe ser medido y anotado.

En caso de usar agua salada, el tanque debe circularse para prevenir el decantamiento de la sal y asegurarse de que permanece en solución. Recordar de controlar a menudo la densidad del fluido.

Preparación del pozo

El siguiente procedimiento se debe seguir cuando se instala y se prueba la línea de bombeo. El operador del equipo siempre debe supervisar la operación.

Observar presiones en todas las tuberías. Llenar el espacio anular con agua salada inhibida si es necesario.

Aísle la tubería en la que se va hacer el trabajo cerrando la válvula correspondiente, también la válvula maestra y la válvula en la línea de flujo si es necesario.



Inmovilice la válvula de seguridad en la superficie en la posición abierta. El supervisor de workover debe notificar al supervisor de producción para que anotarlo en el registro de campo.

Use una válvula de aguja para purgar la presión, entre la válvula de flujo en el árbol y la válvula en la línea de flujo. Recordar que no se permite soldar en el área donde se están haciendo estas operaciones.

Asegúrese de que no hay presión en las líneas antes de desconectarlas.

Desconecte y quite la válvula de seguridad de superficie y el estrangulador (choke) de la línea de flujo.

Instale una válvula de retención y una válvula de baja torsión con brida en la válvula de flujo del árbol. Atención: el supervisor de workover no debe desconectar ni la válvula ni la línea hasta no contar con la aprobación del supervisor de producción.

Conecte la línea de bombeo a la válvula de baja torsión y al manifold de inyección.

Probar todas las conexiones con 5,000 psi usando agua limpia. Cualquier fuga debe ser notificada y reparada.

Use la válvula de baja torsión como la válvula de trabajo para abrir y cerrar el pozo durante el workover.

Ponga un aviso en la válvula maestra de la tubería siendo usada, para que todos sepan que se está haciendo un workover.

RESUMEN

Hemos visto que existen métodos establecidos y comprobados de control de pozo y eliminación de surgencias. Todos estos métodos tienen ventajas y limitaciones. Son factores normales tales como la presión, el tipo de surgencia, los problemas de control de pozo, la ubicación y el tipo de equipo, los que influyen en la elección del método apropiado para ahogar el pozo. A menudo se utilizan diferentes técnicas (bullheading, circulación inversa, método del Perforador) para ahogar un pozo. La experiencia y el sentido común son los dos factores más importantes para la elección del método. Es necesario descartar métodos incorrectos o arriesgados, que pueden originar cplicaciones y reventones.


10 - COMPLICACIONES OPERATIVAS 10-1

Capítulo 10 - COMPLICACIONES OPERATIVAS

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Introducción.................................................................................................. 10-3

Daño o falla en el casing................................................................................ 10-3

Control de pozo con pérdida parcial de circulación....................................... 10-3

Control de pozo con pérdida total de retorno................................................ 10-4

Tapones de cemento..................................................................................... 10-5

La corrosión grave en la tubería dificulta la sacada....................................... 10-5

Presiones de cierre....................................................................................... 10-5

El valor de presión de caudal de ahogo (presión de caudal reducido) no está disponible...............................................................................................

10-6

Cambio de bombas....................................................................................... 10-7

Tapado de las boquillas del trépano.............................................................. 10-7

Válvula flotadora de retención en la columna............................................... 10-7

Presión de casing excesiva........................................................................... 10-8

Embudo mezclador taponado........................................................................ 10-9

Tubing tapado............................................................................................... 10-9

Agujeros en la tubería.................................................................................... 10-9

Tubería aprisionada...................................................................................... 10-9

Detección de punto libre................................................................................ 10-10

Pesca............................................................................................................ 10-10

Herramientas de pesca...................................................................... 10-11

Herramientas de pesca auxiliares...................................................... 10-11

Fresado.......................................................................................................... 10-12

Congelamiento.............................................................................................. 10-12

Agujereado de tubería bajo presión (hot tapping).......................................... 10-13

Cambio en el nivel de las piletas................................................................... 10-14

Resumen...................................................................................................... 10-14



COMPLICACIONES OPERATIVAS

INTRODUCCIÓN

Como en toda actividad humana, ante cualquier complicación, generalmente son la experiencia y el sentido común los que resuelven el problema. Una vez identificado, deben intentarse distintas soluciones hasta llegar a su resolución definitiva.

DAÑO O FALLA EN EL CASING

El casing constituye una buena barrera contra la migración no deseada de fluido de una zona a otra. También protege las formaciones de las presiones del fluido del pozo, a la vez que lo protege de las presiones altas o bajas de las formaciones. Esto nos permite perforar a mayores profundidades utilizando mayores densidades de lodo. Por otra parte brinda soporte a las paredes del pozo evitando derrumbes y contaminación desde otras zonas. Principalmente también el casing también actúa como barrera para proteger las zonas de agua dulce del pozo.

Las temperaturas por encima de los 250°F (121°C) comenzarán a afectar las propiedades del casing, mientras que las de 300°F (149°C) reducen la capacidad del casing en un 10%. En el diseño del casing se utiliza un factor de degradación del acero contra la temperatura.

Muchas veces aparecen agujeros en el casing en zonas donde la formación contiene materiales corrosivos. Puede ocurrir daño y desgaste del casing por la rotación de la tubería y la bajada de herramientas. Las fugas pueden ocurrir donde las cuplas no han sido correctamente enroscadas, engrasadas o apretadas. El casing, asimismo, puede colapsar por movimientos de las formaciones.

Una forma de corregir estos problemas puede ser:

Cementación forzada a presión para cerrar agujeros o fugas.

Bajando un conjunto de dos empaquetadores (packer) y aislando el área dañada entre los dos (straddle packer).

Volver al diámetro interno normal utilizando un desabollador de casing.

Desenroscando (back off) y bajando un nuevo casing.

Taponado (plug back) y desviando el pozo por encima del casing dañado.

En situaciones de control de pozo, un agujero en el casing es difícil de diferenciar de una pérdida de circulación por lo que deberán intentarse las soluciones detalladas en el punto pérdida de circulación.

CONTROL DE POZO CON PÉRDIDA PARCIAL DE CIRCULACIÓN

Los primeros indicios de pérdida de circulación durante una surgencia son la fluctuación en la presión manométrica y/o la disminución en el nivel de fluido en las piletas. Si el pozo sigue en circulación pero el nivel de las piletas disminuye por pérdida parcial del retorno, existen a su vez soluciones parciales.

Si mezclando lodo se puede recuperar el fluido perdido, se debe continuar. La presión en la zona de pérdida se reduce cuando la surgencia se circula por encima de ésta, con lo cual en principio se resuelve el problema.

Se puede elegir un caudal de circulación más bajo y establecer una nueva presión de circulación. El caudal de bombeo más lento reducirá la pérdida de presión de fricción



en el espacio anular. Con el pozo cerrado, el procedimiento para establecer una nueva presión de circulación es esencialmente el mismo que se seguirá para "Poniendo la bomba en línea" en el capítulo de Métodos de Control de Pozo, con excepción de la nueva velocidad reducida de bombeo.

Abrir el estrangulador

Llevar el caudal de bombeo al nuevo régimen

Ajustar el estrangulador hasta lograr que la presión en el casing sea igual que la de cierre. La presión en los manómetros de la barra de sondeo o tubing será la nueva presión de circulación.

Si todavía estamos circulando el pozo podemos:

Bajar la velocidad de bombeo para reducir el caudal.

Mientras se reduce el caudal de bombeo, mantener la presión en el casing en el valor actual.

Cuando se logre el caudal deseado, manteniendo la presión en el casing, la presión que indique el manómetro del sondeo será la nueva presión de circulación.

Cuando se circule con retorno parcial, reducir la presión de bombeo en 100 psi, esperar y comprobar si se reduce el caudal de pérdida. Recordar que al bajar la presión puede bajar también la presión en el fondo del pozo lo suficiente como para permitir el aporte de más fluido de formación y empeorar la situación. No es conveniente reducir la presión de bombeo en más de 200 psi. Si hecho esto aún no se resuelve el problema de pérdida de circulación, se deberá cerrar el pozo e intentar otra técnica.

Levantar herramienta y cerrar el pozo. El pozo tardará entre treinta minutos y cuatro horas para curarse a sí mismo. Mantener constante la PCIBS purgando presión por el estrangulador.

Mezclar un colchón de fluido pesado y enviarlo al fondo del pozo para intentar ahogar la surgencia. Esto funciona con surgencias pequeñas si la zona de pérdida se encuentra por encima de la zona de la surgencia. Luego solucionar la pérdida de circulación.

Si se utiliza material de pérdida de circulación MPC, existe la posibilidad de que el MPC obstruya las boquillas, o el interior de la columna. Debe seleccionarse con cuidado el material y tamaño de obturante a utilizar durante una operación de ahogo.

CONTROL DE POZO CON PÉRDIDA TOTAL DE RETORNO

Los procedimientos comunes para el control de surgencias serán posibles sólo si el pozo puede ser circulado. En los casos de pérdida total de retorno, puede haber gas en todo el recorrido hasta la superficie. El problema principal es un reventón subterráneo.

Se trata de detener o reducir la pérdida de circulación para poder ahogar el pozo con los procedimientos normales. En primer lugar, deberá identificarse la zona de pérdida. Esto podrá lograrse mediante un perfilaje con cable, inyectando iodo radiactivo y corriendo posteriormente un perfil de rayos gamma. Una vez identificada, puede intentarse lo siguiente:

Una compañía de cementación puede instalar un tapón plástico, resolviendo la pérdida de circulación.

Un tapón mezcla de baritina y agua, podrá aislar el pozo por sobre la zona de la surgencia. Los tapones de baritina pueden decantarse una vez desplazados dentro del pozo. El tiempo que demora la baritina en decantar torna difícil obtener buenos



tapones con surgencias de agua, pero funcionan bien con flujos de gas. Cuando se prepare un tapón de baritina, debe utilizarse el material suficiente para permitir actuar al tapón aun cuando se lave una parte. Muchas compañías operadoras utilizan una mezcla de 22 ppg (2636 g/l); no obstante, más liviana es la mezcla, más rápido se decantará la baritina. Tener en cuenta que debemos desplazar el tapón utilizando un caudal de bombeo más lento para evitar tapar las boquillas.

Un tapón mezcla de gasoil y bentonita puede ser el modo más conveniente de taponar un pozo con surgencia de agua. El gasoil actúa como transporte de la bentonita. Cuando el agua o fluido lavan el gasoil, la bentonita se asienta formando un cemento de arcilla espesa. Este tapón no funciona con flujos de gas seco. Los tapones de gasoil bentonita pueden debilitarse con el paso de tiempo. Cuando se necesita mantenerlos por varios días es recomendable colocar un tapón de cemento sobre el de bentonita.

TAPONES DE CEMENTO

El cemento puede brindar un tapón ideal. No obstante, suele ser difícil colocar un tapón de cemento cuando hay gas, petróleo o agua en movimiento. Las compañías de cementación cuentan con mezclas especiales de cemento de fragüe rápido diseñadas para estos fines.

CORROSIÓN GRAVE EN LA TUBERÍA DIFICULTA LA SACADA

En muchas ocasiones en aquellos pozos corrosivos donde el tratamiento químico es inadecuado o inexistente, las tuberías se deterioran si no son reemplazadas a tiempo. Se debe proceder al lavado y pesca, lo que puede resultar un trabajo prolongado y frustrante en el que se recuperan sólo pequeñas secciones por cada carrera en el pozo. Donde existe comunicación entre el tubing y el espacio anular, puede resultar complicado ahogar un pozo sin ejercer presión excesiva en el casing. Se debe tener la precaución de no suponer que el fluido de ahogo ha sido desplazado hacia la profundidad total de la columna y circulado a través del pozo.

Se denomina lavadura (washout) al efecto que produce el fluido cuando corta o erosiona las áreas de aislación débil o las secciones corroídas. Una lavadura de la tubería se detecta cuando durante la circulación aparece una disminución gradual en la presión de bombeo. Las lavaduras son progresivas y pueden causar la falla de la columna.

PRESIONES DE CIERRE

En general, las presiones de cierre no son consideradas un problema. Sin embargo, pueden

MEZCLA DE BENTONITA Y GASOIL PARA COLUMNA DE 300 Pies (91 4 )



pasar a serlo si son demasiado altas o demasiado bajas. La estabilidad de los valores de presión es fundamental para minimizar problemas durante las tareas de ahogo de pozos.

Cuando se cierra un pozo, las presiones deben registrarse a intervalos de un minuto, hasta que comiencen a estabilizarse. Factores tales como las características de la formación, presión, profundidad, tipo de fluido e influjo, afectan el tiempo que demora el pozo para alcanzar el equilibrio y presiones estabilizadas. Por eso es imposible predecir un límite fijo de tiempo para la estabilización de las presiones.

Recordemos que la densidad del fluido de ahogo se calcula a partir de las presiones registradas. También, se mantiene constante la presión anular mientras se alcanza la velocidad de bombeo necesaria para ahogar el pozo.

Si las presiones registradas son demasiado altas, puede ser que el fluido de ahogo resulte demasiado denso, y generarse una presión excesiva cuando la bomba esté en circulación normal. Por lo tanto pueden dar origen a una pérdida de circulación. Si, en cambio, las presiones registradas son demasiado bajas puede ser que el fluido de ahogo no resulte debidamente densificado y que las presiones de circulación sean insuficientes, permitiendo una afluencia adicional.

Como se mencionara anteriormente, se presume que las presiones de cierre son correctas. Si se siguen correctamente los procedimientos de cierre y el registro de presiones se inicia de inmediato, la adecuada determinación de las presiones es tarea sencilla. Sin embargo, si se supone que las presiones de cierre son demasiado altas, se deberá purgar una pequeña cantidad de presión desde el estrangulador, y se deberán controlar los cambios que se produzcan. Esto puede hacerse varias veces hasta confirmar las presiones correctas. Se debe recordar que si las presiones originales eran correctas, puede ingresar al pozo influjo adicional que elevará levemente la presión de casing.

Otras causas de problemas, además de las descriptas, incluyen presión de bombeo entrampada, bloqueos, geles de asentamiento rápido, e ingreso de gas a la columna. Si se circula el pozo lentamente según el Método del perforador y se bombean varios barriles para asegurar el desplazamiento de la columna con buen fluido, se puede cerrar nuevamente el pozo y establecer la PCIBS.

LA PRESIÓN DE CAUDAL REDUCIDO NO ESTÁ DISPONIBLE

Muchas veces es común descubrir que el valor de presión de caudal reducido no se ha determinado recientemente o durante varios días. O tal vez las propiedades de lodo, componentes de la columna o profundidad pueden haber cambiado lo suficiente como para no confiar en el último valor de presión de caudal de ahogo, lo que hace que este valor no sea tenido en cuenta. Para determinar o alcanzar un nuevo valor de presión de caudal reducido se deberá:

El estrangulador se abre ligeramente antes poner en funcionamiento la bomba.

A medida que se va regulando el bombeo hasta alcanzar el caudal de ahogo deseado, mantener constante la presión de casing en el valor de cierre.

Cuando la bomba alcanzó la velocidad de bombeo para ahogo deseada y la presión del casing corresponde a la de cierre, registrar la presión de circulación.

Bajo estas condiciones, la presión de circulación será la Presión Inicial de Circulación (PIC)

Para obtener la Presión de Caudal de Ahogo (PCA) o Presión de Caudal Reducido:

PCA = PIC - PCIBS

Dicho de otra manera, el valor en exceso sobre la presión de cierre de barra de sondeo es el valor de presión de bombeo reducido que buscamos.



Para demostrar esto: se cerró un pozo y se determinó la presión PCIBS = 300 psi PCIC = 800 psi La bomba se pone en línea, y la presión de casing se mantiene ajustada en 800 psi. La presión de sondeo se estabiliza en 900 psi, entonces:

PCA = PIC - PCIBS

PCA = 900 - 300

PCA = 600 psi

Cuando se utilice esta técnica, asegurarse de que el fluido circule lo suficiente como para romper totalmente la gelificación. La nueva presión de circulación se acercará al valor real luego de que el fluido ha circulado lo suficiente como para romper gran parte de la fuerza de gel original.

CAMBIO DE BOMBAS

Dada la importancia de la velocidad y del caudal de bombeo, si la bomba no opera en forma correcta, se debe reemplazar por otra. En tal caso, utilizar la técnica que sigue:

Disminuir la velocidad y parar la bomba manteniendo constante la presión de casing

Cerrar el pozo.

Poner en funcionamiento la bomba de relevo y llevarla al caudal de ahogo deseado.

Una vez que la segunda bomba alcanzó el caudal de bombeo deseado, y la presión de casing es igual a la de cierre, registrar la presión de circulación.

Esta será la nueva presión de circulación

Lógicamente esta presión podrá ser superior o inferior a la presión de la primera bomba por diferencias de eficiencia o rendimiento. Podrá ser la presión de circulación Inicial, Final o alguna intermedia dependiendo de la etapa de control del pozo que se esté llevando a cabo.

TAPONAMIENTO DE LAS BOQUILLAS DEL TRÉPANO

Durante las operaciones de ahogo se descubre que una ó más boquilla se ha tapado, en principio, por un aumento abrupto en la presión de sondeo. Si no se produce un incremento en la presión de casing, que se mantiene constante, deberá tomarse el nuevo valor de presión de sondeo como valor de presión de circulación.

Si la presión de bombeo es demasiado alta o errática, entonces deberá detenerse la operación, cerrar el pozo y restablecer las presiones correctas de cierre. Se debe poner en marcha la bomba manteniendo constante la presión de casing.

Cuando hemos logrado la velocidad de bombeo deseada, la presión de sondeo será la presión de circulación correcta para esa etapa de las operaciones de ahogo. Si esto ocurriera durante la circulación del fluido de ahogo hacia abajo de la columna, las relaciones emboladas vs presión para el remanente de la operación deberán necesariamente corregirse y se debe determinar la nueva presión final de circulación.

VÁLVULA FLOTADORA DE RETENCIÓN EN LA COLUMNA

Estas válvulas flotadoras o VDC se agregan en la columna para trabajos con presión, en perforación dirigida, o al utilizar herramientas de MWD a fin de evitar el efecto de tubo "U" entre el anular y la columna. En algunas zonas por costumbre, se utilizan válvulas de retención en diferentes intervalos del pozo.

La válvula flotadora o de retención produce lógicamente un efecto de lectura de Presión de Cierre Interior de Sondeo igual a cero o algún valor intermedio no confiable.



Para obtener correctas Presiones de Cierre Interior de Sondeo, se debe presurizar el sondeo hasta que se abra el flotador. Hay varios modos de hacer esto, que dependen del sistema de accionamiento de la bomba.

Presurizar el sondeo con pequeños incrementos de presión, arrancando y parando la bomba, esto es, con "sacudones" de presión de bomba. La presión en el sondeo se incrementará en cada uno de estos golpes de bomba, y se perderá algo de presión cuando se detiene la bomba. El valor de presión que queda cuando se para la bomba es el valor de PCIBS

Presurizar lentamente el sondeo. Para esta forma es preferible utilizar bombas de cementación. Monitorear la aguja del manómetro indicador de presión. Se nota una pequeña disminución cuando se abre la válvula de retención. Este punto de presión será el valor PCIBS.

Otro modo para determinar la PCIBS, si las presiones de caudal de ahogo fueron recientemente registradas y son correctas, es abrir el estrangulador, llevar la bomba a la velocidad de bombeo deseada, ajustar la presión de casing en el valor que tenía antes del bombeo. Cuando se estabiliza la presión en la cañería vertical de bombeo o en el sondeo, restarle el valor de la presión de caudal de ahogo y obtendremos el resultado de la PCIBS. Cuando se utilice esta técnica, aplicar el caudal más bajo posible a fin de no agregar fricción extra de circulación lo que daría un PCIBS mayor que el que corresponde.

PCIBS = Presión de circulación - Presión de caudal de ahogo

Si la bomba puede ser operada a tan bajas rpm como se desee o si puede emplearse una bomba de cementación, se debe bombear el equivalente a un barril y medio (250 l) y luego detener la bomba; verificar la presión de casing. Repetir la operación hasta que se abra el flotador y se note un incremento en la presión de casing. Restar el incremento en la presión de casing del valor de presión de sondeo. Repetir estos pasos luego de purgar la presión de casing hasta alcanzar su valor original.

PRESIÓN DE CASING EXCESIVA

Cuando la presión de casing alcanza un nivel tal que puede exceder la presión interior de rotura, será necesario parar o bajar la velocidad de las bombas. Si se paran las bombas y sin embargo la presión sigue aumentando, deberán tomarse medidas de inmediato. Es probable que no sea suficiente con purgar presión y hasta puede resultar más peligroso.

Llegó el momento de razonar rápidamente y analizar la situación utilizando toda la información disponible. Es necesario llegar a una conclusión basada en los hechos, no en suposiciones, y luego realizar las acciones correspondientes. Tal vez sea necesario bombear lentamente fluido más denso, cerrar, purgar y bombear nuevamente. Si se está perdiendo circulación, podrá requerirse material para pérdida de circulación. ¿Hemos punzado una nueva zona, que pueda tener una presión más alta de lo normal? ¿Puede una arena de más arriba haber sido recargada en alguna etapa anterior del pozo y ahora estar ingresando por el casing corroído o dañado? Se debe analizar, descartar falsos supuestos y actuar. No descartar o pasar por alto lo inusual. No dudar en recibir ideas nuevas o solicitar ayuda.

La presión máxima de casing puede estar dada por la presión de fractura de la formación, la presión interior máxima que soporta el casing, o el límite de presión que soporte el conjunto de BOP. Si se aplica presión máxima al equipo, debe indicarse el parámetro de esa limitación. Por lo general:

La presión máxima de superficie puede depender de la presión interior máxima que soporta el casing.



La presión máxima de superficie puede depender del límite de presión que soporte el conjunto de BOP.

La pérdida de circulación a menudo actúa como válvula de seguridad para presiones altas y normalmente ocurre antes de alcanzar los límites mecánicos.

Si la pérdida de circulación no es una válvula de seguridad durante una surgencia (como en el caso de bajar casing estructural o de poca profundidad) el operador debe brindar una alternativa. Esta puede ser el ahogo del pozo mediante circulación y densificación, manteniendo únicamente la presión máxima que soporte el casing.

EMBUDO MEZCLADOR TAPADO

La consecuencia inmediata de una obturación del embudo mezclador mientras se está tratando de mantener la densidad y circular una surgencia, la densidad del lodo comenzará a descender. Obviamente el embudo debe estar en buenas condiciones de funcionamiento para facilitar la mezcla de material densificante toda vez que sea necesario. Agregar el material densificante directamente en la pileta no es una práctica tan eficaz ni muy recomendable.

TUBING TAPADO

Debemos tratar de determinar la presión bajo el taponamiento. Luego se puede tratar de desbloquear de diferentes formas:

Aplicar presión de bombeo

Correr herramienta con cable

Correr columna de pequeño diámetro por el interior y lavar

Sacar columna

AGUJEROS EN LA TUBERÍA

Los agujeros en la tubería requieren decisiones basadas en el sentido común Si fuera posible se debería ahogar el pozo. Continuar bombeando la surgencia sin parar podría originar que se abra la columna. Si se decide parar el bombeo, hacerlo en forma gradual si fuera posible, luego cerrar el pozo.

TUBERÍA APRISIONADA

La causa principal de aprisionamiento del sondeo en muchas zonas es el pegamiento por presión diferencial. Sin embargo, la tubería puede aprisionarse en el pozo por muchas otras razones. Más allá del motivo, debe determinarse el punto donde se atascó y donde está libre. Colchones con fluidos especiales (HTA, Librol, Black Magic o Pipe Lax) podrían liberar la tubería. Si esto no ocurre, deberá decidirse si se va a desenroscar o cortar la tubería sobre el punto libre. Luego se podrán bajar herramientas de pesca, más tijeras u otros instrumentos para intentar liberar la tubería.

Se puede desvincular la tubería mediante los siguientes métodos:

Explosión. Las cargas de cuerda explosiva producen la expansión momentánea de una conexión roscada. Mientras se aplica torque opuesto al sentido de rosca se detona una cuerda explosiva, a la altura de la conexión para lograr su desenrosque (back off). Esto puede completarse rotando la tubería para terminar de desenroscar la conexión.



Cortadores químicos. Estos producen una serie de orificios para debilitar la tubería a fin de que, al traccionarla, ésta se parta en el punto deseado.

Cortadores de chorro explosivo. Es una carga moldeada que trabaja en toda su circunferencia, logrando cortar la tubería con el jet explosivo.

Cortadores mecánicos internos. Cuentan con un conjunto de cuchillas en un mandril que se abren hacia afuera al desplazarse sobre un plano inclinado. Cuando se rota la herramienta, se activan y cortan la tubería. También existen los cortadores mecánicos externos.

DETECCIÓN DE PUNTO LIBRE

Un detector de punto libre es aquel instrumento que se corre con cable de perfilaje dentro de la tubería para determinar a qué profundidad está aprisionada la misma. También se puede calcular el punto libre mediante mediciones de estiramiento, pero este es un método muy impreciso.

Una vez detectado el punto libre, punto por sobre el cual la tubería está libre, pueden utilizarse alguno de los cuatro métodos descriptos en el punto anterior.

PESCA

Se denomina pesca a la operación de intentar recuperar el equipo caído, perdido o aprisionado en el pozo. Puede darse en pozo abierto, casing, tubing o barra de sondeo. La mayor parte de los trabajos de pesca dentro del casing se realizan con el tubing o la barra de sondeo, mientras que la mayoría de las pescas en tubing o barra de sondeo se efectúan con cable.

Las tareas de pesca son necesarias cuando ocurre que:

Se desenrosca con explosivos (back off) sobre el punto de aprisionamiento

Se caen o pierden objetos en el pozo

Se cortan cables o alambres

Falla de alguna herramienta o del trépano.

La tubería se parte por torsión.

Se verifica un Error Humano.

En primer lugar se debe planificar en detalle la pesca. Para ello es sumamente necesario medir previamente y conocer los diámetros de todo lo que se ha corrido en el pozo. El diagrama deberá incluir una configuración completa del pozo. Las herramientas de pesca se seleccionarán de acuerdo al probable detalle del punto de pesca y la posible ubicación del mismo en el pozo. Se debe medir y calibrar todas las herramientas de pesca que se corran en el pozo.

A menudo la misma dotación del equipo realiza los trabajos simples como bajar un pescador de tubería (overshot) para agarrar en la conexión o en el cuerpo de la tubería. Sin embargo, el operador debe analizar bien la situación antes de tomar medidas apresuradas. Si no poseen la habilidad o disponen de las herramientas adecuadas, deberá llamarse a un especialista.

Para efectuar la pesca se corren las siguientes herramientas especiales de:

Agarre interno - cangrejos o machos cónicos

Agarre externo - pescadores de tubería (agarre tipo espiral o canasta)

Levante o agarre - Imanes, canastas de pesca o cangrejos



Perforado, fresado y corte - zapatos lavadores, fresas, cortadores y trépanos

Rolado y raspado - rodillos desabolladores y rascadores de cañería

Por otra parte se utilizan accesorios para facilitar el trabajo de pesca, tales como impresores, tijeras golpeadoras (Jar), tijeras destrabadoras (bumper subs), uniones de seguridad, aceleradores de golpe, y sarta de caños lavadores. Las herramientas de pesca se pueden correr con tubería o con cable, dependiendo de su aplicación específica.

Herramientas de pesca

Hay muchos tipos de herramientas para completar un trabajo de pesca. Si existen dudas respecto de la forma o dimensiones de la parte superior de la pesca, será necesario correr un impresor para obtener esta información. Cuando esta información se conoce, se selecciona la herramienta de pesca adecuada.

Los overshot son quizás las herramientas de pesca más comunes y versátiles. Los mismos pueden agarrar portamechas, tubería o cuellos de pesca. También pueden utilizarse para retirar del pozo a diversas herramientas. Muchos overshots están equipados con uniones de seguridad a fin de poder liberarlos si fuera necesario. Algunos suelen tener una empaquetadura para sellar la pesca cuando sea necesaria la circulación y se pueden bajar con tubería, coiled tubing o cable.

Los caños lavadores generalmente están construidos a partir de caños de entubación de paredes gruesas, sin cuplas, con roscas especiales que resultan lisas por dentro y por fuera. Se emplean para lavar pozo abajo alrededor de la pesca. Normalmente, sólo se retiran 2 ó 3 tubos de una pesca por vez. El zapato que se enrosca en la parte inferior de la cañería lavadora está diseñado para tal trabajo. Un zapato de tipo dentado se utilizará cuando se requiera rotar, fresar o cortar.

Para pescas pequeñas se utilizan los imanes. Los electroimanes son corridos con cable. Los



imanes permanentes se pueden bajar con tubería y poseen aberturas de circulación destinadas a limpiar el punto de pesca.

Herramientas de pesca auxiliares

Existen muchos otros tipos de herramientas que se utilizan en trabajos de pesca. Pueden contribuir a agarrar, librar o identificar la pesca.

Dentro de esto podemos mencionar a las tijeras que son instrumentos de impacto. Producen un golpe seco hacia arriba o hacia abajo para liberar la pesca, una vez agarrada. También a las canastas de pesca que pueden bajarse con la columna o con cable para levantar recortes pequeños de metal. El sustituto canasta se coloca en la columna de trabajo o de sondeo inmediatamente sobre el trépano o fresa. Con golpes de bomba se van levantando los recortes de metal del fondo, que caen luego rápidamente en el bolsillo de la canasta. Las cucharas hidrostáticas pueden utilizarse, asimismo, para limpiar restos o residuos del pozo, y se pueden correr con tubería o cable de pistoneo.

FRESADO

Las fresas se utilizan en distintas circunstancias. A veces es necesario fresar secciones completas de tubería, barra de sondeo, casing o alguna pesca que no puede ser atrapada tal como está. El fresado es también necesario cuando se desvía un pozo. Si el metal fresado es acero, las fresas están revestidas, generalmente, por superficies cortantes de carburo de tungsteno. Vienen en distintos tamaños y formas según el trabajo a realizar. Durante los trabajos de fresado, es recomendable instalar imanes en superficie para atrapar y ayudar a remover los recortes de metal del fluido. Si los recortes de metal quedan en el fluido de circulación pueden dañar la bomba.

CONGELAMIENTO

El congelamiento (freezing) es una técnica que se utiliza para sellar, por formación de un tapón de fluido congelado, tuberías, barras de sondeo, casing o equipamiento de superficie, cuando fallan los equipos o es inseguro utilizar otros métodos. Una vez congelado, el equipamiento puede ser removido o reemplazado según sea conveniente. Este proceso ha sido exitoso en trabajos con presión por encima de los 10.000 psi (700 kg/cm2).

Algunos ejemplos de los usos del congelamiento son:

Cuando, estando bajo surgencia, el vástago no puede ser removido por no haber una válvula de retención en la columna de sondeo, y presentar pérdidas la válvula inferior del vástago.



Si falla la válvula maestra de un árbol o el BOP y se requiere su reemplazo.

En la bajada forzada de tubería contra presión de pozo, para congelar la columna, y así poder remover una válvula con fallas o instalar una válvula de retención.

Para realizar una operación de congelamiento el fluido debe estar estático en el punto a congelar. Debe desplazarse un fluido de tipo gel especialmente formulado hacia el punto que se desea congelar, ya sea por bombeo o por el agujero del sistema de agujereado de tubería bajo presión (hot tap). La fórmula consiste en una alta concentración de partículas de material. Gel en máxima concentración y agua son una muy buena combinación para esta aplicación. El gel brinda los sólidos necesarios y la viscosidad para mantener la solución en su lugar. Para aplicar en gas o tubería vacía, será necesaria una viscosidad mayor para mantener el tapón en su lugar. Si el fluido no permanece estacionario, es remota la posibilidad de un trabajo exitoso. El agua se expande al congelarse. Esto podría dañar el recipiente en la que se congela. Los sólidos comprimen y actúan corno un "colchón" amortiguador de la expansión del agua.

Un encamisado tipo balde con bisagra o un tambor de 200 litros vacío, partido y abulonado se coloca alrededor de la sección a congelar. Se recubre el interior con plástico y se rellena con capas de hielo seco, que no excedan de 6" cada camada. El objetivo es obtener una buena concentración de hielo seco con la menor cantidad de aire entrampado que sea posible. El hielo seco tiene una temperatura de -109°F (- 78°C). Temperaturas más bajas podrían dañar la composición del acero y volverlo demasiado frágil al momento del congelamiento. Se debe esperar aproximadamente una hora por cada pulgada de diámetro a congelar, reponer relleno de hielo seco cada 30 minutos. Una vez transcurrido el tiempo suficiente, debería formarse un tapón de hielo. Generalmente el tapón de hielo se extenderá 1 – 2 1/2 pies por sobre y debajo del área cubierta por el encamisado tipo balde

La sección congelada estará actuando en ese momento. Se debe señalar que el metal congelado es extremadamente frágil. Si se rompiera, se podría producir muy rápidamente una situación de descontrol.

AGUJEREADO DE TUBERÍA BAJO PRESIÓN (HOT TAPPING)

El Hot Tapping es el proceso de perforar o agujerear un punto de entrada en una tubería o recipiente bajo presión. Esto permite purgar presión o bombear dentro de la tubería. Lógicamente es un trabajo muy peligroso y debe realizarse sin pérdida de tiempo. Algunos ejemplos de hot tapping se detallan a continuación:

En sacada de tubería bajo presión de pozo (snubbing), si hubiera presión atrapada entre dos tapones en la tubería, cuando el primer tapón está fuera del pozo, el hot tap puede utilizarse para perforar un agujero en la tubería y purgar la presión

Luego de instalar un tapón congelado en la columna, puede utilizarse un hot tap para perforar la columna y purgar la presión atrapada en su interior. Esto permite remover el vástago, instalar un conjunto de válvulas o equipamiento adicional y ahogar el pozo.

Los hot taps pueden utilizarse para perforar tapones ciegos en tubería de superficie, casing cabeza colgadoras de cañería y manifolds.

Cuando se realiza un hot tap, se coloca una abrazadera tipo montura alrededor del equipamiento que va a ser perforado. La montura forma el primer sello del elemento o tubería que se va a perforar. El sello, por lo general, es mecánico (de tipo envoltura ó tipo anular), y se energiza mediante el mecanismo de montura.

El conjunto incluye una mecha taladro especial y lubricador con empaquetaduras que van en la abrazadera. Desde ese punto se rota la mecha en forma hidráulica o manual. La misma es conducida por un yugo roscado que brinda la fuerza necesaria contra la tubería para que la mecha pueda penetrar en el acero.



Se realizan en principio perforaciones con mecha piloto, incrementando gradualmente el diámetro hasta alcanzar el tamaño deseado del orificio. El proceso de hot tapping debe realizarse en forma rápida y segura. Tener muy presente que una falla en el mecanismo de sello puede ocasionar una pérdida de control.

CAMBIO EN EL NIVEL DE LAS PILETAS

Aunque no es frecuente considerarlo una complicación no están de más algunas consideraciones sobre el cambio en el nivel de fluido en las piletas. Los aumentos y disminuciones en el nivel de las piletas son con frecuencia los primeros indicadores para la detección de surgencias o pérdidas de circulación.

Si bien es cierto que en algunas operaciones los aumentos o disminuciones son normales, no se debe confiar demasiado y las variaciones deberán ser reportadas y consideradas como posibles señales de advertencia hasta que se compruebe que no existen problemas.

La disminución en el nivel puede deberse a varios factores, independientemente de la pérdida de circulación. Si el equipo de control de sólidos no está trabajando correctamente puede arrojar una cantidad considerable de fluido fuera del sistema de circulación en un corto plazo. Esto sucede, por ejemplo, cuando las mallas de las zarandas vibratorias están obstruidas. Asimismo, si el resto del equipo de control de sólidos (por ejemplo, limpiadores de lodo, centrífugas y desarenadores) se utilizan de modo inapropiado, pueden expulsar lodo. Los valores elevados de penetración y la profundización del pozo pueden resultar en una merma del volumen de fluido en las piletas y podrían ser interpretados como una pérdida de fluido pozo abajo, salvo que se tenga en consideración el tramo del pozo agregado.

Del mismo modo, si existieran factores que no siempre se reportan, como limpieza de la trampa de arena o agregado de fluido al sistema de circulación activo sin notificar al encargado de turno pueden ser interpretadas a menudo como incrementos o pérdidas en las piletas. Recordar que antes de agregar, descartar o transferir fluido, se deberá notificar al encargado de turno y el cambio se deberá anotar debidamente en las cartas de los registradores de nivel de piletas u otros registradores.

Muchos de los cálculos, tales como estimaciones de densidad de surgencias y proyecciones de volumen de fluido en el pozo desplazado por la surgencia dependen de las lecturas precisas.

RESUMEN

Sabemos que a menudo surgen complicaciones durante el control de pozos. Son pocos los intentos de ahogo que se desarrollan sin problemas. Es razonable que surjan inconvenientes y que deban tomarse precauciones adicionales en cualquier actividad de ahogo de pozos. Recordemos que los problemas tienen solución. Primero se los debe identificar. Una vez conocidos, la o las soluciones derivarán de la experiencia y el sentido común. Si el problema o solución no se ven claramente, no dudar en solicitar ayuda de aquellos que estén más familiarizados con el tema. No hacer esto puede resultar en pérdidas de vidas y recursos.


11 - SACAR O BAJAR TUBERÍA BAJO PRESIÓN 11-1

Capítulo 11 - SACAR O BAJAR TUBERÍA BAJO PRESIÓN

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Introducción................................................................................................................ 11-3

Operaciones de bajada/sacada con el preventor anular........................................... 11-4

Uso del preventor anular en la bajada...................................................................... 11-4

Uso del preventor anular en la sacada.................................................................... 11-5

Uso de esclusas de tubería en la bajada.................................................................. 11-7

Uso de esclusas de tubería en la sacada................................................................. 11-9

Unidades de inserción de tuberías bajo presión, tuberías continuas y tubings de

diámetro pequeño........................................................................................................ 11-10

Resumen................................................................................................................... 11-11



SACAR O BAJAR TUBERÍA BAJO PRESIÓN

INTRODUCCIÓN

Las normas y procedimientos para bajada/sacada de tubería bajo presión, llamado también escurrimiento (stripping) varían de acuerdo a las compañías operadoras. Los procedimientos que se detallan a continuación comprenden los elementos esenciales del stripping con el equipamiento que normalmente se encuentra disponible en el equipo. Como siempre, es mejor utilizar una dotación que se especialice en este tipo de operaciones, de existir en el área.

Si se verifican presiones muy altas, es probable que las tuberías, los portamechas y las juntas no se deslicen por el empaque del BOP hacia abajo por su propio peso, sino que requieran una fuerza adicional que las impulse hacia abajo (snub force). Esta fuerza dependerá de la presión dentro del pozo y de la sección de tubería. La fuerza que se requerirá para hacer descender la tubería a través de los preventores contra la presión del pozo y la fricción del preventor puede estimarse con la siguiente ecuación:

ESTIMACIÓN DEL PESO DURANTE INSERCIÓN

Peso Columna = (0,785 x D² x Pp) + F

Donde:

PC = Peso estimado requerido para introducirse en el pozo

D = Diámetro del portamechas o de la de tubería más grande a pasar por el empaque del BOP

P = Presión Anular (psi)(kg/cm2)

F = Peso de tubería necesario para atravesar la goma del preventor (2000 libras o más)

Vemos que el peso propio de la columna deberá ser mayor al de la ecuación precedente, o se requerirá de una fuerza adicional de impulso descendente. La ecuación muestra por qué puede llegar a ser necesario empezar a bajar los primeros tubos o tiros utilizando el método de esclusa a esclusa, en lugar de empezar con el preventor anular. Cuando se baja con el método de esclusa a esclusa, la unión de herramienta nunca está frente al preventor, por lo que el término D es mucho menor. En base a esta ecuación, obviamente es muy difícil bajar los primeros portamechas al pozo si hay presión anular.

Se suele utilizar, por razones de practicidad, el peso del aparejo para empujar la tubería hacia abajo. Lógicamente, esto entraña cierto riesgo, porque la tubería puede resbalarse y ser despedida del pozo. Se deben extremar las precauciones al comenzar las bajadas. Si la tubería no tiene el peso suficiente para entrar al pozo contra la resistencia de la presión del pozo, se la debe aguantar continuamente, mientras se realizan las operaciones de bajada, hasta que tenga el peso suficiente para vencer las fuerzas de impulso ascendente.

Cuando se realizan operaciones de stripping, es necesario contar con una válvula de retención o un BOP interno colocado en el sondeo. En forma adicional, debe haber enroscada una válvula de seguridad en la conexión hembra cuando se insertan o se extraen tubos o tiros. Atención: se deben usar dos válvulas, una válvula colocada en la columna de sondeo, y la otra o bien se estará sacando de la última unión extraída, o se estará enroscando en la próxima unión a insertar. Estas válvulas deben colocarse para el caso de falla del retenedor del BOP interno, de manera de que se pueda cerrar la columna. Estas válvulas deben permanecer abiertas, para que la tubería no se presurice sin dar una señal de advertencia.

Los efectos del desplazamiento durante el stripping son los mismos que cuando se corre tubería, exceptuando la presión. En la bajada, se desplaza fluido hacia afuera del pozo, mientras que en la sacada se debe bombear fluido al pozo. Los materiales para estas operaciones deben ser probados antes de comenzar el trabajo. El desplazamiento es importante, porque una falla en el sistema de desplazamiento puede provocar pérdida de



circulación, o un aumento en la magnitud de la surgencia, o posiblemente ambas cosas.

Es fundamental para la operación que exista una óptima comunicación entre el operador del estrangulador y el encargado de turno o perforador. A medida que la unión de tubería se aproxima al piso de perforación, el perforador debe avisarle al operador del estrangulador que va a disminuir la velocidad y detener la tubería. El operador del estrangulador debe determinar la velocidad global de movimiento de la tubería, ya que será su responsabilidad mantener las presiones lo más cerca posible a los cálculos previos.

Algunos operadores prefieren cerrar el banco de presión del acumulador y operar utilizando las bombas del acumulador para la presión. Esta técnica no es aconsejable, porque se utilizan las bombas de manera demasiado errática. Resulta mas prudente cerrar la mitad del banco y mantenerlo como reserva, o parar uno de los dos tipos de bombas, eléctricas o de aire, y dejar un tipo de bomba de reserva.

OPERACIONES DE SACAR ó BAJAR CON EL PREVENTOR ANULAR

Cualquiera sea el equipo, no hay mejor equipamiento de bajada/sacada que el preventor anular. Es más rápido y más fácil de usar que las esclusas, o que una combinación de ambos. No obstante, hay ciertos límites y puntos concretos que se deben tener en cuenta antes de utilizar el preventor anular.

Controles previos necesarios para el uso del preventor anular

Controlar el fluido en el tanque del acumulador.

Reducir la presión de cierre del preventor anular hasta que haya una pequeña pérdida cuando se mueve la tubería. Como las características de los BOP anulares no son iguales, debe utilizarse la presión de cierre para ajustar la presión si no se puede ver la parte superior del preventor.

Examinar la válvula reguladora del preventor para garantizar que libera presión efectiva. La válvula reguladora es vital para el movimiento de las juntas de herramienta con la goma del preventor alrededor, por lo que debe funcionar correctamente para evitar que se desgarre la goma.

La utilización de un cilindro pequeño de acumulador en la línea de cierre, próxima al preventor anular, constituye una gran ventaja que ayuda a evitar el desgaste durante la operación.

Dado que los preventores anulares no dejan pasar normalmente las gomas protectoras de tubería, estas deben ser retirados durante la bajada. Durante la sacada, debe permitirse que se vayan juntando abajo, para pasarlos de a unos cuantos a través del preventor utilizando el auxilio de la esclusa de tubería.

Aunque parezca una recomendación de Perogrullo, es de especial importancia que las juntas de herramientas pasen lentamente a través del preventor. Menos de un pie por segundo es una velocidad apropiada y fácil de recordar. En última instancia, el operador del estrangulador es quien debe establecer la velocidad apropiada.

Es necesario emplear un lubricante en la cavidad presente en la parte superior del preventor anular. El aceite soluble y agua y la suspensión de aceite bentonita en agua son buenos lubricantes para la tubería.

USO DEL PREVENTOR ANULAR EN LA BAJADA

Durante la maniobra de bajada, se debe liberar una cantidad de fluido del pozo igual al desplazamiento de la tubería vacía. La manera más fácil de hacer esto es mantener constante la presión anular mientras se baja al pozo. Cuando la presión anular se



mantiene constante, la tubería desplaza la cantidad apropiada de fluido, salvo por desplazamientos adicionales debido al movimiento hacia arriba de una surgencia o la migración de gas.

Se torna necesario controlar la cantidad de fluido desplazado en un tanque de control de maniobra. Si los volúmenes desplazados no se corresponden con los cálculos, se deberán hacer ajustes de presión.

Cuando el tubo penetra en el propio material de la surgencia ocurre el desplazamiento ascendente de la misma. Esto se produce por la lógica reducción del espacio libre anular, lo que hace que se alargue la altura de la surgencia. Dado que constantemente ocurren migraciones ascendentes de gas; se requiere una corrección de la presión anular constante para poder operar en forma exacta. Esta corrección se describe en el Método Volumétrico de Control de Pozos.

Una medida práctica, a menos que las operaciones de stripping requieran varios días o que las presiones anulares sean altas, será la conveniencia de evitar las correcciones volumétricas. Las posibilidades de errores y de que ocurran problemas son tal vez mayores cuando se trata de corregir la presión anular que cuando se ignoran las correcciones volumétricas.

El siguiente es un ejemplo de bajada con procedimiento anular:

PRIMER PASO

Enroscar el niple de asiento y la válvula de contrapresión (válvula de retención). Instalar la válvula de seguridad, abierta, en el extremo superior de la tubería.

SEGUNDO PASO

Meter lentamente la tubería al pozo. Deslizar suavemente las juntas de herramienta a través del BOP. Asegurarse de que la válvula reguladora anular del acumulador está funcionando y que la presión que regulada al BOP se mantiene constante. Purgar la presión que exceda la presión de inicio, a medida que ésta aumente en el casing o espacio anular. (Método Volumétrico).

ANULAR RAM 1 RAM 2 UNIÓN DE TUBERÍA KILL LINE CHOKE TRIP TANK

Cerrado Abierto Abierto Entrando lentamente Cerrado Purgando Recibiendo

TERCER PASO

Asentar la tubería en las cuñas, llenarla, instalar la válvula de seguridad en el nuevo tiro, retirar la válvula de seguridad del tiro en las cuñas, enroscar el tiro a agregar. Luego repetir la secuencia empezando por el segundo paso.


Cerrado Abierto Abierto Asentada en cuñas Cerrado Cerrado

USO DEL PREVENTOR ANULAR EN LA SACADA

Cuando se utilice un dispositivo de retención interior del tipo de bombeado desde superficie, debemos asegurarnos que esté fijado en su alojamiento antes de comenzar a sacar la tubería. Recordar de mantener las válvulas de seguridad abiertas durante la sacada, ya que de esta manera, si hay una pérdida en la retención, no aumentará la presión sobre la tubería.



Durante esta operación de sacada, se debe bombear fluido al interior del espacio anular hasta igualar el desplazamiento de tubería sacada. Hay varias maneras de hacer esto, pero la mejor es circular a través del conjunto de BOP desde la línea de ahogo hasta la línea del estrangulador. Como ya hemos visto, por lo general, son preferibles las bombas cementadoras a las bombas del equipo. Esto es por su capacidad de bombeo a bajo régimen y alta presión.

Comenzamos manteniendo una contrapresión con el estrangulador que sea 100 psi mayor que la presión anular. A medida que se extrae la barra, el llenado del pozo a través de la parte superior resulta automático. El fluido debe provenir de un tanque que tenga un sistema preciso de medición de volumen. Luego de cada tiro, se debe comparar el desplazamiento total de la tubería con el fluido que recibió el pozo. La presión en el casing debe mantenerse constante. Es posible realizar correcciones en el volumen del pozo ajustando el estrangulador. Recordar que la bomba debe funcionar durante todo el procedimiento.

Durante la maniobra de sacada, la presión anular debería disminuir a medida que se extraen los portamechas del fluido de la surgencia. No obstante, la migración ascendente del gas y un efecto de arrastre hacia arriba tenderán a aumentar las presiones anulares. Como en la maniobra de bajada, se pueden corregir las presiones anulares utilizando el método volumétrico.

Es muy posible que, cada tres ó cuatro tiros, resulte necesario emplear las esclusas de tubería para poder extraer las gomas protectoras de tubería a través de un preventor anular abierto. Es muy conveniente asegurarse de purgar la presión entre la esclusa de tubería y el preventor anular antes de abrirlo.

No olvidar que en todas estas maniobras, debe haber óptima comunicación entre el encargado de turno y el operador del estrangulador.

Recordar que en las operaciones de sacada se debe considerar muy seriamente la posibilidad que en determinado momento el peso de la tubería no sea suficiente para mantenerla en el pozo contra la presión ejercida. Tomar las precauciones necesarias para una operación segura y advertir al personal para su eventual protección.

Seguidamente se muestra una maniobra de sacada usando el procedimiento anular:

PRIMER PASO

Comenzar a circular a través del pozo con una presión superior en 100 psi a la presión de cierre. Instalar la válvula de seguridad, y comenzar a sacar lentamente la tubería.

ANULAR RAM 1 RAM 2 UNIÓN DE TUBERÍA

KILL LINE CHOKE TRIP TANK

Cerrado Abierto Abierto Asentada en cuñas Abierto al bombeo

Abierto y regulando

Recibiendo

SEGUNDO PASO

Debemos controlar que haya una pequeña pérdida en el preventor anular, y que el pozo esté recibiendo lodo. Deslizar muy lentamente las uniones de tubería a través de la goma del preventor. Controlar el regulador anular.

ANULAR RAM 1 RAM 2 UNIÓN DE TUBERÍA


Cerrado Abierto Abierto Saliendo lentamenteAbierto al bombeo

Abierto y regulando

Recibiendo



TERCER PASO

Asentar la tubería en las cuñas. Controlar la presión anular y el desplazamiento del fluido. Desenroscar el tiro e instalar una válvula de seguridad. Repetir la secuencia empezando por el primer paso.


Cerrado Abierto Abierto Asentada en cuñas Cerrado Cerrado Medido

USO DE ESCLUSAS DE TUBERÍA EN LA BAJADA

En la maniobra de bajada, las esclusas de tubería se utilizan de la misma manera que el preventor anular, con la importante diferencia que se deben emplear dos esclusas de manera de poder pasar las juntas de herramientas, ya sean uniones de barras o cuplas de tubing. El material de empaque de las esclusas es adecuado, y en suficiente cantidad para ser empleado durante un largo período. La presión en el extremo de cierre de la esclusa debe reducirse para estas operaciones para evitar que se queme el empaque que rodea el caño a medida que este se desliza hacia abajo. Si bien no hay reglas estrictas acerca de la presión a aplicar en el extremo de cierre de las esclusas, con frecuencia se utiliza la cifra de 400 psi, con recomendaciones que varían entre 100 y 500 psi, según el caso.

Cuando se utilizan las esclusas en la bajada, la esclusa superior es la que sufre el mayor desgaste. Si se desea utilizar las esclusas inferiores como válvula maestra, para poder operar se necesitará un conjunto de cuatro esclusas o, en su defecto, un BOP anular en lugar de un juego de esclusas.

Debe existir adecuada separación entre los juegos de esclusas, quedando suficiente espacio entre ellas, de manera de que las uniones no interfieran cuando ambos estén cerrados. Por lo tanto, es necesario disponer de un preventor de esclusas simple con un espaciador en el conjunto de BOP.

Utilizar siempre válvulas de seguridad, y se las debe mantener abiertas. Se puede controlar la presión constante del espacio anular mediante cálculos volumétricos cada tantos tiros, si fuera necesario o si es parte de las normas operacionales.

En este caso resulta imprescindible realizar cálculos. Aún solamente 100 psi de presión impedirán que un tiro de tubería de 93 pies, de 4 1/2 pulgadas y 16,5 libras por pie, descienda por su propio peso a través del empaque del BOP.

PRIMER PASO

Con el pozo cerrado con las esclusas ciegas, hacer descender la tubería lentamente hasta que el conjunto válvula de retención/niple de asiento esté justo encima de la esclusa ciega. Utilizar una válvula de seguridad abierta en cada tiro de tubería y mantener constante la presión en el espacio anular purgando lodo a través del estrangulador.

RAM 1 RAM 2 RAM 3 ciego

VÁLVULA RETENCIÓN


Abierto Abierto Cerrado Sobre Ram ciego Cerrado Abierto En espera

SEGUNDO PASO



Cerrar la esclusa de escurrimiento superior. Utilizar las bombas para aumentar la presión en el espacio entre esclusas hasta igualar la presión del pozo. Luego cerrar línea de ahogo y choke.


VÁLVULA RETENCIÓN


Cerrado Abierto Cerrado Sobre Ram ciego Abierto al bombeo Regulando En espera

TERCER PASO

Abrir la esclusa ciega. Luego bajar la unión dentro del BOP hasta que esté justo encima de la esclusa de escurrimiento superior.


UNIÓN DE TUBERÍA KILL LINE CHOKE TRIP TANK

Cerrado Abierto Abierto Encima Ram 1 Cerrado Cerrado En espera

CUARTO PASO

Cerrar la esclusa de escurrimiento inferior. Luego purgar la presión entre las dos esclusas.



Cerrado Cerrado Abierto Encima Ram 1 Cerrado Purgando Recibiendo fluido

QUINTO PASO

Abrir la esclusa de escurrimiento superior. Bajar la tubería hasta que la unión se encuentre justo por debajo de la esclusa de escurrimiento superior.

SEXTO PASO

Cerrar las esclusas de escurrimiento superior y el estrangulador, luego usar la bomba para igualar la presión entre las esclusas con la presión del pozo.



Cerrado Cerrado Abierto Bajo Ram 1 Abierto al bombeo Cerrado En espera

SÉPTIMO PASO

Abrir la esclusa de escurrimiento inferior y bajar la tubería hasta que la unión esté justo por encima de la esclusa de escurrimiento superior. Luego podemos repetir la secuencia comenzando por el cuarto paso.





Cerrado Abierto Abierto Sobre Ram 1 Cerrado Cerrado En espera

USO DE ESCLUSAS DE TUBERÍA EN LA SACADA

La esclusa superior es la que sufre el mayor desgaste. Antes de comenzar, hay que verificar que la válvula de retención de la columna de sondeo esté funcionando correctamente. Además, se debe mantener una válvula de seguridad abierta en la hembra de las uniones.

Cada tiro o cada varios tiros, se debe controlar el desplazamiento de acuerdo a la tabla, y se lo debe comparar con el volumen de fluido desplazado. Si el pozo no admite la incorporación de fluido en forma significativa, se pueden emplear cálculos volumétricos, dentro de ciertos límites, para corregir el desplazamiento.

PRIMER PASO

Circular a través del conjunto de BOP, manteniendo la presión del pozo con el estrangulador. Con la esclusa de escurrimiento superior cerrada, levantar lentamente la tubería, hasta que la primera unión quede justo debajo de la esclusa superior.


UNIÓN DE TUBERÍA


Cerrado Abierto Abierto Justo bajo Ram 1 Abierto al bombeo

Regulando presión

Recibiendo lodo

SEGUNDO PASO

Parar y cerrar la esclusa de escurrimiento inferior. Parar la bomba y purgar la presión entre las esclusas de escurrimiento.



Cerrado Cerrado Abierto Justo bajo Ram 1 Cerrado Purgando Recibiendo lodo

TERCER PASO

Abrir la esclusa superior 1, elevar la unión por encima de la esclusa superior y parar


UNIÓN DE TUBERÍA KILL LINE

CHOKE TRIP TANK

Abierto Cerrado Abierto Justo encima Ram 1 Cerrado Abierto En espera

CUARTO PASO

Cerrar la esclusa superior 1, abrir kill line, cerrar choke y bombear aumentando la presión entre esclusas, hasta igualar la presión del pozo.

QUINTO PASO

Abrir la esclusa de escurrimiento inferior. Luego repetir la secuencia comenzando por el paso 1.



UNIDADES DE INSERCIÓN DE TUBERÍAS BAJO PRESIÓN, TUBERÍAS CONTINUAS Y TUBINGS DE DIÁMETRO PEQUEÑO.

Las dos primeras son unidades especiales que aprovechan los principios de bajada/sacada bajo presión. Ambas unidades pueden sacar y bajar a presión. Bajar un caño contra presión (snubbing) es, por definición, forzar el descenso de un caño contra una presión del pozo lo suficientemente alta como para expulsarlo. Esto se logra mediante el empleo de ensamblajes especiales de cuñas en las unidades de bajada (snubbing units), y mediante el cabezal inyector de tubería en las unidades de tubería continua (coil tubing). Estos cabezales están construidos para soportar hasta 3000 psi (210 kg/cm2) de presión, lo que le permite a estas unidades correr tubería en el pozo sin las aprensiones y la preocupación que entraña la operación con equipos convencionales y los de operación de tubing de pequeño diámetro.

La unidad de bajada forzada contra presión (snubbing unit) puede operar con tanta presión como soporten sus BOPs. La única limitación es la fuerza de impulsión hacia abajo que deben generar para superar el empuje hacia arriba del área transversal de la tubería combinada con la presión del pozo. Muchas veces, se necesitan unidades de mayor tamaño para impulsar la tubería contra presiones altas del pozo, o para superar la presión ejercida en el área de una tubería de grandes dimensiones. Cuando se ha logrado que el peso de la tubería en el pozo sea suficiente, se puede suspender la bajada forzada contra presión y comenzar la bajada simple.

Las unidades de snubbing se utilizan para actividades de reacondicionamiento debido a su tamaño y facilidad de traslado. En otras ocasiones se utilizan para controlar presiones inesperadas, y para colaborar con los equipos de perforación cuando se presentan complicaciones tales como tubería atascada, una surgencia cuando la barra está fuera del pozo. Así mismo para destapar tuberías de perforación bloqueadas o taponadas cuando se intenta ahogar un pozo. Una gran ventaja es que son lo suficientemente compactos para caber dentro de la mayoría de las torres de perforación, y como cuentan con BOPs adicionales, aportan mayor seguridad.

La unidad de tubería continua puede trabajar con un máximo de 5000 psi de presión Aunque comúnmente se utiliza este equipo en la modalidad de "extremo abierto", se lo cierra en las válvulas de bombeo. Por lo tanto, toda la sección transversal está expuesta a la presión del pozo. El cabezal inyector de la unidad de tubería continua provee la fuerza necesaria para bajar o sacar la tubería bajo presión.

Debemos considerar que ambas unidades pueden bajar/sacar tubería bajo presión por el interior de tubings o barras de sondeo. Lógicamente esto tiene muchas aplicaciones. Por ejemplo, en operaciones de reacondicionamiento, se puede bajar tubería en el interior de la sarta de producción y luego "ahogar" el pozo. En pozos donde no es posible la circulación por el tubing o barra de sondeo debido a algún tipo de taponamiento estas unidades pueden operar dentro de las columnas, remover la obstrucción y posteriormente "ahogar" la tubería /barra de sondeo, y el pozo.

Los procedimientos y operaciones que realizan estas unidades de bajada forzada contra presión y tubería continua deben ser conocidas y consideradas por todo el personal involucrado. Es menester aconsejar a la dotación de no permanecer en los alrededores si no es necesario cuando una de estas unidades está funcionando. Como con toda operación especializada, se requiere una adecuada supervisión. Normalmente la compañía de servicio provee el personal entrenado y experimentado para realizar el trabajo. No obstante, si hay complicaciones, o si se utilizan técnicas incorrectas o peligrosas, la operación debe cancelarse hasta que se hayan resuelto los problemas.

Las unidades de tubing pequeño pueden bajar/ sacar bajo presión tubería del pozo. La columna de tubería que utilizan, a menudo llamada macaroni, puede usarse como columna de trabajo en el interior de una tubería de producción que ya esté en el interior del pozo.



Por obvias razones, si la fuerza del pozo supera el área transversal de la tubería, el equipo pequeño no podrá forzar la tubería al interior del pozo.

RESUMEN

No resultan difíciles de comprender los conceptos básicos de bajada/sacada bajo presión. Sacar ó Bajar bajo presión (stripping) significa mover tuberías hacia afuera y hacia adentro del pozo en condiciones de alta presión. No debe olvidarse que puede presentarse un influjo adicional o presiones excesivas si no se monitorea y corrige la presión de acuerdo al desplazamiento de la tubería que se está operando

Siempre se debe actuar con precaución. Si no se mantiene el peso necesario de la tubería, ya sea bajando o sacando bajo presión, ésta puede ser expulsada del pozo. Tener en cuenta que pueden presentarse complicaciones debidas a la energización de algunos de los BOPs, en distinto grado, por la presión del pozo. Además recordar el factor de desgaste en los elementos de empaque, que pueden llevar a una falla del elemento y a una descarga de presión en el piso de trabajo del equipo. Si se presenta una pérdida en un preventor, se debe recordar que ésta puede conducir rápidamente a la falla de un elemento sellador y/o del preventor, y poner en peligro la operación.

También puede existir la posibilidad de que se abra el BOP equivocado si el apuro se impone a la precaución. Toda operación de bajada/sacada bajo presión debe realizarse extremando todos los recaudos de seguridad y cuidado, y con todo el personal bien informado y familiarizado con sus responsabilidades.


12 - REPARACIÓN DE POZOS 12-1

Capítulo 12 - REPARACIÓN DE POZOS

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Introducción....................................................................................... 12-3

Inyección de cemento a presión........................................................ 12-3

Punzado............................................................................................. 12-5

Ensayo de Pozo (DST)..................................................................... 12-7

Acidificación..................................................................................... 12-9

Control de Arena............................................................................... 12-10

Operación de Fracturación............................................................... 12-11

Taponamiento................................................................................... 12-12

Tapones de abandono...................................................................... 12-13

Profundización.................................................................................. 12-13

Desviación del pozo.......................................................................... 12-13

Resumen.......................................................................................... 12-14



REPARACIÓN DE POZOS

INTRODUCCIÓN

Sabemos por definición que la etapa de terminación abarca las maniobras necesarias para poner el pozo en producción, esto es desde el final de la perforación con la cementación del casing de producción hasta la conexión del pozo en producción a batería.

Si la producción inicial del pozo disminuye notablemente, comienza otra serie de tareas para tratar de recuperar la producción perdida o incrementarla. Esta es la etapa de reacondicionamiento del pozo.

Son diversos los factores que inciden en la decisión de efectuar un trabajo en un pozo después de su terminación inicial. Las razones económicas juegan un rol fundamental para determinar si se justifica una tarea de reacondicionamiento. Estas operaciones se justifican, en general, si el pozo posee suficientes reservas de petróleo.

Las razones técnicas para llevar adelante una operación de reparación pueden ser:

1. Control de agua y/o gas.

2. Reparación de problemas mecánicos en el pozo.

3. Estimulaciones para aumento de producción.

4. Trabajos para incorporar un nuevo reservorio.

5. Terminaciones múltiples.

Las tareas de reacondicionamiento incluyen una gran variedad de operaciones: reparación, operaciones con cable/alambre, bajada y sacada de tubería bajo presión, terminación, punzado, etc. En síntesis, las operaciones de reacondicionamiento pueden tener distintas denominaciones, después que el pozo ha sido perforado hasta su taponamiento final y abandono. En este capítulo se incluyen las operaciones más comunes de reacondicionamiento, ya que resultaría imposible tratar todas las operaciones existentes.

INYECCIÓN DE CEMENTO A PRESIÓN

La cementación a presión (squeeze) es una operación muy común de reacondicionamiento que cumple las funciones de: eliminar del pozo el agua o el gas, mejorar la tarea primaria de cementación, intervenir una zona nueva o reparar un casing corroído o dañado. También se la conoce con el nombre de cementación de reparación o secundaria.

Una tarea de cementación primaria bien hecha elimina muchos de los problemas que pueden presentarse en el momento de realizar la perforación, la terminación y la puesta en producción de un pozo. A menudo, la tarea de cementación primaria resulta inadecuada, el CBL (perfil de adherencia del cemento) no siempre detecta las deficiencias existentes; entonces, se gastan enormes cantidades de dinero en la re cementación.

La cementación a presión se realiza bajando al pozo una herramienta de inyección de cemento a presión con la columna de trabajo hasta ubicarla en un punto por encima del área en la que se va a colocar el cemento. (A veces se utiliza un packer permanente que ya está instalado en el casing.) Alcanzada la profundidad programada, se bombea cemento hasta la herramienta de inyección, luego se fija ésta para aislar y proteger al casing de las altas presiones. Después se bombea el cemento dentro del área a sellar. Se aplica presión hidráulica para forzar o inyectar la lechada hacia o dentro de la formación, tanto en pozo abierto o a través de punzados en el casing o en la tubería auxiliar de revestimiento (liner). El exceso de cemento se remueve del pozo por circulación inversa.



Inyección Horizontal Inyección Vertical

La mayoría de estas tareas dan buenos resultados cuando se deja el cemento frente a los punzados del casing o zona dañada, y no se realiza ninguna actividad de perforación después de la inyección de cemento. Por ello, las tareas de taponamiento son las más eficaces. Los resultados obtenidos con las denominadas inyecciones "en bloque" para cerrar entradas de agua, especialmente en los pozos de gas, son muy deficientes.

Eso se debe a que en las profundidades en que se trabaja, las fracturas tienen forma vertical y raramente forma horizontal, como se pensó alguna vez.

Debemos acordar que no es la lechada de cemento lo que entra por los poros de la formación, sino que es el agua de la lechada la que penetra esos poros. El agua se inyecta o fuerza a presión hacia la formación, de allí el nombre de "trabajo a presión". Por ello el cemento forma una capa en todo el frente de la formación. La pérdida de agua ayuda a fijar el cemento. Tener en cuenta que si se aplica un exceso de presión, el cemento en su totalidad puede fracturar la formación y penetrar por las líneas de fractura, pero no por los poros. La existencia de buenos punzados y canales de buena circulación son los elementos más importantes a tomar en cuenta para lograr una cementación a presión adecuada. Un mínimo bloqueo y superficies limpias aseguran una adherencia mejor y más completa.

Veremos que existe una gran variedad de cementos para pozos petrolíferos. Los mismos pueden ser sumamente pesados o muy livianos. Los aditivos deben adecuar las relaciones agua/cemento y mejorar la viscosidad, la fuerza, el bombeo, el tiempo, la tolerancia a la temperatura y muchos otros factores.

Existen diferentes métodos para aplicar cemento bajo presión. Algunos tipos de cemento y términos comúnmente utilizados en las tareas de inyección de cemento son:

Inyección de cemento de cabezal con prensaestopas - No hay packer en el pozo. Las válvulas del casing se cierran y se presuriza el pozo sobre el casing y sobre la columna de trabajo durante la operación.

Inyección forzada de cemento - Primero, se fija el packer; luego, se bombea todo el fluido que se encuentra en la columna de trabajo hacia la formación antes que el cemento. Si fuera necesario, se puede presurizar el casing para reducir la presión diferencial existente en el packer.

Cementación intermitente - 1) Se bombea el cemento a la zona; 2) se detienen las bombas por unos minutos; 3) se ponen nuevamente en marcha; y 4) se detienen otra vez, repitiendo el ciclo hasta obtener la presión deseada.



Desplazar el cemento a presión - Una vez realizada la cementación a presión, se lava el tramo cementado y se circula el exceso de cemento al exterior para poder realizar nuevos punzados sin tener que rotar cemento fraguado. Este proceso requiere de un cemento especial con bajo filtrado de agua.

Inyección de cemento de alta o baja presión - Se trata de una operación realizada con una presión de inyección final alta o baja, pero en valores que la presión elevada nunca llega a fracturar el pozo.

Inyección de cemento por circulación- Consiste en perforar por debajo y por arriba de la zona de interés; instalar el retenedor entre las perforaciones y establecer la circulación por la zona, luego desplazar el cemento a la zona entre punzados. Librar y levantar el retenedor diez tiros por sobre el tope de cemento calculado, desplazar un colchón pesado, sacar sondeo y esperar fragüe.

Es menester que todos los fluidos se encuentren en perfectas condiciones antes de realizar una cementación a presión, por otra parte deben ser compatibles con el cemento o con los otros materiales que se utilicen. En caso que los fluidos no resultaran compatibles, se recurre a un colchón separador, generalmente agua dulce, que se desplaza por delante y detrás de la lechada de cemento.

Como en cualquier otra operación, el planeamiento y la seguridad deben ser considerados temas fundamentales. Seguir las instrucciones con sumo cuidado al mezclar los aditivos del cemento, tales como aceleradores o retardadores.

Dadas las presiones existentes durante el bombeo, solo el personal absolutamente necesario debe estar presente en el área de trabajo. Además, recordar que nunca se debe martillar sobre una unión u otra parte del equipo de superficie mientras se encuentre bajo presión.

PUNZADO

El trabajo de punzado consiste en hacer agujeros en el casing y cemento para permitir el flujo de fluidos de formación al pozo. En otros casos para aumentar el área de flujo.

En la antigüedad los punzados se realizaban con balas. En el día de hoy los punzados se realizan con cargas moldeadas. Los cañones de punzamiento pueden correrse con el cable de perfilaje, tubing o tubing continuo (coiled tubing). En pozos con importantes desviaciones direccionales u horizontales, la gran inclinación demanda que los cañones de punzamiento se corran con tubing.

Encontraremos una amplia variedad de cañones de punzamiento y las cargas deben seleccionarse de acuerdo con la tarea a desempeñar. Algunos tipos de cañones detonan y caen, mientras que otros son recuperables. Muchos de ellos dejan residuos en el pozo que, llegado el caso, pueden obstaculizar la producción.

Existen diferentes métodos de punzado, algunos de los cuales veremos a continuación:

El método más utilizado en la actualidad es el de punzar el casing con una presión diferencial negativa. Esta diferencial permite a la formación un flujo inmediato en contracorriente y quita todo residuo o desecho de los punzados. No obstante, antes de realizar un punzado con una presión diferencial superior a los 500 psi, es fundamental conocer las propiedades de las rocas. El fluido que se encuentra en el casing, frente a la zona a punzar, debe tener la menor cantidad posible de sólidos para evitar el taponamiento de los punzados. A veces se utiliza nitrógeno debido a su baja densidad y limpieza. En caso que la formación posea finos movibles, estos pueden provocar una abrupta contracorriente y empaquetar u ocluir los punzados. Debe utilizarse un colchón de agua o de fluido para punzado necesario para reducir el efecto de la presión hidrostática en la columna de trabajo y así lograr el diferencial de presión requerido. A menudo, y usualmente con la presencia de un colchón de agua, puede resultar necesario pistonear el pozo para iniciar la fluencia.



El colchón de agua se calcula en base a la estimación más adecuada que surja de la información sobre presión en el fondo del pozo (B.H.P. en ingles). Para calcular el colchón de agua, se utiliza la siguiente fórmula:



COLCHÓN DE AGUA (pies) = Presión Diferencial (psi) / Gradiente de fluido (psi/pie)

COLCHÓN DE AGUA (m) = Presión Diferencial (kg/cm2) / Gradiente de fluido (kg/cm2/m)

Ejemplo

Un pozo tiene un B.H.P. de 4500 psi a una profundidad de formación de 10.000 pies. Se desean 200 psi diferenciales en la columna de trabajo para lograr que el pozo comience a fluir y limpiar. Por lo tanto, se necesitaría un colchón de agua de 4300 psi. En caso que el agua salada disponible tenga un peso de 9,3 #/gal la cantidad de pies necesarios de colchón de agua se calcula:

Pies de colchón de agua = Presión diferencial / Gradiente de Fluido

Pies de colchón de agua = 4300 / (9,3 x 0,052)

Pies de colchón de agua = 4300 / 0,4836

Pies de colchón de agua = 8891 pies = 2709 m

Generalmente se utiliza la expresión tiros con agua. Para obtener las cantidades necesarias, simplemente dividir la longitud del colchón de agua por la longitud del tiro de la tubería en las mismas unidades. La cantidad de agua salada se puede calcular con una simple multiplicación: longitud del colchón por la capacidad del tubing.

Problema

Determinar cuántos pies de colchón de agua y cuántos barriles se necesitarán para obtener una presión diferencial de 500 psi en un pozo de 12.000 pies con una presión de fondo de pozo de 5740 psi. Se utilizará agua salada con una densidad de 9.6 ppg. El tubing tiene una capacidad de 0,00579 bbls/ft .

Deben extremarse las precauciones cuando el equipamiento de punzado se encuentra en el piso de perforación. Se recomienda no permanecer cerca de la zona donde se encuentran los cañones de punzamiento ni manipularlos, a menos que sea absolutamente necesario. Recordar que durante el punzado, no se deben utilizar radiocomunicaciones ni realizar soldaduras. Existen restricciones especiales sobre el uso de la radio para lanchas, botes y helicópteros en el área. Prestar suma atención a todo el equipo eléctrico (rotadores superiores (top drive), motores eléctricos, etc.) en la zona del equipo. Una carga radioeléctrica ó eléctrica estática podría disparar accidentalmente los cañones.

ENSAYO DE POZO (DST)

Esta es una prueba que se utiliza para determinar las posibilidades de producción comercial y para tomar muestras del fluido de la formación. Para realizar esta prueba resulta necesario disponer de un conjunto de empaquetadores y válvulas que se accionan desde la superficie para aislar el espacio anular del intervalo a evaluar. Una vez fijados los empaquetadores, se abren las válvulas para permitir el acceso de los fluidos de la formación al interior de las barras de sondeo. Al cerrar las válvulas, se puede evaluar la recuperación de presión. Instrumentos sensibles a la presión son los que registran los valores de la misma durante la secuencia de flujo y de cierre. A través de los resultados de esta prueba, se interpretan los tipos de reservorios de fluido, su presión y capacidad de producción. Los datos obtenidos son sumamente importantes en el momento de determinar el método inicial de terminación o cuánto trabajo de intervención será necesario.

Al abrir la herramienta de ensayo y producirse el influjo desde la formación, se nota una variación de la presión. Después de cerrar la herramienta de prueba, se produce un período



de incremento de presión. Al período de primer flujo y de cierre por lo general le sigue un segundo período de flujo y de incremento. Finalmente, termina el ensayo y se liberan los empaquetadores, restableciendo de esta manera la presión hidrostática del fluido; luego, se saca la herramienta.

La calidad del fluido puede estimarse por el contenido de la tubería de perforación o por el volumen recuperado en superficie, en caso de resultar el ensayo con flujo en superficie. En este último caso se puede estimar la producción inicial de la zona ensayada.

El procedimiento de ensayo más utilizado es la técnica de doble cierre. Los intervalos de esta técnica se conocen como flujo inicial, tiempo de cierre inicial, flujo final y tiempo de cierre final.

El flujo inicial dura entre 5 y 10 minutos y tiene por objetivo lograr una ecualización de la presión estática del reservorio del fluido a la zona invadida de filtrado cercana al orificio del pozo. Tanto la presión estática de la columna del fluido como el fijado del empaquetador inducen filtrado de lodo dentro de la formación en la zona ensayada. La función del breve período de flujo inicial es la de aliviar este exceso de presión y de invasión de filtrado, además de hacer que la formación vuelva a un estado cercano al original. Al flujo inicial, le sigue un cierre inicial de duración que oscila entre 30 y 60 minutos. Este primer ciclo de flujo y cierre permite llevar a cabo una correcta evaluación de la presión estática del reservorio.

Luego viene el segundo flujo cuya función es la de evaluar el comportamiento del flujo natural de la zona ensayada. Por lo general, la duración del segundo flujo puede ser de 30 minutos a 3 o más horas. Finalmente el cierre final para recuperación de presión, que es más prolongado que la duración del segundo flujo. En reservorios de baja permeabilidad, es común emplear períodos de recuperación final más largos, que permiten obtener información confiable con respecto a la presión.

DST: Esquema y componentes



En general, este tipo de prueba puede llevarse a cabo en una serie de períodos de flujo y de cierre con herramientas que pueden abrirse y cerrarse tantas veces como sea necesario. Si variamos el tamaño de los orificios del estrangulador en superficie, es posible obtener información valiosa sobre los niveles de producción que permiten realizar una selección del tipo de terminación. Es necesario evaluar tanto la interpretación de la prueba, como los diagramas de presión y la recuperación de líquido para determinar que la herramienta se operó correctamente y que las presiones tomadas durante la prueba son confiables. Pueden utilizarse dos registradores de presión de fondo ante la eventualidad que alguno de ellos no funcione.

Normalmente los resultados de la prueba quedan sujetos a la pericia de la dotación que realiza la prueba, y a la experiencia y juicio de la persona que revisa los registros.

Los ensayos de pozo se realizan con luz diurna y no debe descartarse la posibilidad de que ocurra un golpe de presión. Por este motivo, no se debe utilizar la cabeza de inyección ni el manguerote del vástago como parte de la línea de ensayo. Para reducir las posibilidades de un golpe de presión, debe incorporarse algún tipo de estrangulador de interior de tubería en el fondo. Asimismo, debido a los peligros que estas actividades acarrean, se debe prever tanto la presión como la incidencia de fluidos explosivos. Además se debe tomar la mayor de las precauciones y tener disponibles los dispositivos de seguridad necesarios, es decir, herramientas, lecturas de superficie, válvulas de superficie adecuadas para gases ácidos (H2S), etc.

A veces resulta necesaria una presión diferencial, entonces los cálculos de la sección anterior sirven para determinar el colchón del agua. Si la formación tiene una presión muy baja, la tubería puede correrse vacía. En caso de proceder de esta manera, asegurarse de que la presión hidrostática en el espacio anular no aplaste la tubería. Bajar la barra de sondeo vacía puede también provocar un excesivo golpe de presión cuando se abra la válvula del ensayador de pozo.

ACIDIFICACIÓN

La productividad inicial puede disminuir considerablemente debido al daño en el reservorio alrededor del pozo. El lodo utilizado para perforar el pozo, por lo general, tiene una elevada cantidad de sólidos y una densidad mucho mayor de la necesaria para evitar surgencias. Esto puede provocar daños en el intervalo de la zona productiva. Algunas veces, se bombean ácidos hacia la formación para mejorar su capacidad de producción y otras se llevan a cabo cuando el reservorio presenta una baja permeabilidad.

Lógicamente, para que los trabajos con ácido den buen resultado, se debe determinar primero la naturaleza del problema y entenderse la característica de la formación que está produciendo. Esta información se obtiene de datos geológicos, como análisis de muestras de testigos corona y perfil eléctrico. En caso que el problema fuesen los sólidos y no la baja permeabilidad, también se puede producir un daño por una elevada pérdida de agua del fluido de perforación. Esta situación también podría haber provocado el hinchamiento de las formaciones con arcillas naturales de bentonita. El ácido reduce el hinchamiento, al tiempo que agranda el área de drenaje. Estos factores facilitan la liberación de sólidos que bloquean la zona productiva.

Si se ha producido un daño a la formación y resulta necesario realizar una tarea con ácido, la presión de la inyección de ácido deberá mantenerse por debajo de la presión de fractura o presión de rotura. Si se produjera una fractura, el ácido pasara a través de la zona dañada y de la fractura, lo cual no redundara en ningún beneficio, ya que el problema se encuentra en las primeras pulgadas del pozo. Acidificación de la Matriz es el nombre que recibe este tipo de tarea con ácido. Es fundamental no exceder la presión de fractura, no generar grietas.

Por otra parte, si el problema fuera la permeabilidad del pozo, entonces será importante exceder la presión de fractura. Se debe bombear ácido hacia la formación, lejos del pozo,



para crear un área de flujo mayor, a través de la disolución de parte del material de los distintos estratos de la formación. Este procedimiento se denomina trabajo de Fractura Acida.

Ahora, lo fundamental es exceder la presión de fractura, pues deseamos la formación de grietas.

Es aconsejable tener mucho cuidado en el momento de tratar con ácido las arenas productoras de petróleo que tengan un contacto petróleo agua, pues se corre el riesgo de crear más permeabilidad vertical que la permeabilidad radial obtenida.

La naturaleza del material a disolver y el tipo de ácido utilizado determinarán el tiempo de exposición ácida. El ácido clorhídrico (HCL) es el más común de todos. También se puede utilizar otros ácidos o distintas combinaciones de ellos tales como: ácido fluorhídrico (HF), ácido acético (CH3COOH) y ácido fórmico (HCOOH). El fabricante debe suministrar toda la información necesaria acerca de sus distintos usos y peligros. Para utilizarlos siempre es necesario contar con un inhibidor de corrosión.

Surfactantes y solventes son otros de los aditivos que brindan una ayuda especial en el momento de limpiar la formación. Estos aditivos cumplen la función de jabón o de una solución de limpieza y evitan la formación de geles y emulsiones resultantes de la mezcla de finos o limos con el agua acida.

Las bombas y equipos para esta operación, así como el producto a utilizar son variables responsabilidad de la empresa de servicios. Tanto la planificación previa como la seguridad son esenciales. Las consideraciones generales sobre seguridad deben tomar en cuenta lo siguiente:

Emplear solamente líneas de acero y que sólo se encuentre en el área el personal absolutamente necesario. Disponer de abundante suministro de agua para lavar inmediatamente cualquier persona salpicada con ácido, u otro contaminante.

Probar todas las líneas con una presión con adecuado margen de exceso de la que se va a utilizar durante la operación. Controlar que no haya pérdidas. No sobrellenar los tanques.

Comprobar que los manómetros estén instalados y funcionen correctamente. Evitar derrames de ácido y limpiar inmediatamente en caso de que ocurra.

Siempre debe haber una válvula de retención en la boca del pozo. Cuando se coloque una válvula de retención en una línea, asegurarse de tener una T + válvula o alguna otra forma de liberar la presión atrapada entre la boca del pozo y esa válvula de retención. En caso contrario, no se podrá retirar la válvula cuando ya no sea necesaria.

Dado que todos los materiales utilizados para el tratamiento con ácido son peligrosos, se debe usar ropa de protección y un equipo de seguridad en buenas condiciones. Debe haber siempre respiradores y un control minucioso de la dirección del viento. Siempre verter ácido en agua, nunca agua en ácido. No inhalar gases ácidos.

Imprescindible realizar una reunión previa a la operación para tratar el tema de la seguridad y saber qué debe hacerse en caso de incendios, daño ocular o envenenamiento por gas. Se debe recordar que la mezcla accidental de algunos de los materiales en uso puede provocar una explosión. Además, algunos inhibidores de corrosión pueden ser fatales aun si se absorben por la piel. En algunos casos, puede formarse ácido sulfídrico (H2S) y otros gases tóxicos.

CONTROL DE ARENA

La producción de arena junto con los fluidos de reservorio es un problema muy serio en



algunas áreas. Esa arena puede cortar o taponar el estrangulador y las líneas de circulación, complicar la limpieza del pozo y producir fallas en el funcionamiento del equipo en el fondo del pozo. Los métodos utilizados para controlar la producción de arena son: instalación de filtros malla o caños con ranuras, empaquetado con grava, consolidación de arena con resina plástica y limpieza de fondo de pozo con espuma

Generalmente el método más simple para instalar es el filtro malla. La operación consiste en colgar un liner con ranuras o filtro malla de acero frente al intervalo que produce la arena. El tamaño del filtro se determina después de un estudio dimensional de las arenas del reservorio. Así se permite la circulación de los fluidos de formación y se para la arena.

El engravado es casi sin duda el método más común de control de arena. Se debe limpiar el pozo, efectuar grandes agujeros de punzado y bombear grava para mantener la arena en su lugar. La grava utilizada debe tamizarse en el lugar y controlarse para verificar la presencia de limos, arcillas y finos. Además, debe ser redonda y contener solo una pequeña cantidad de granos chatos o angulares. Utilizar solo sílice por su resistencia granular. La empresa de servicios determinara el tamaño necesario de las gravas, basándose en el análisis de muestras de arena. Se utilizan distintos tipos de plástico, algunos mezclados con materiales tales como cascara de nuez, lo que produce una permeabilidad lo suficientemente baja como para evitar el influjo de arena.

Los reservorios que producen arena, por lo general, poseen material consolidante escaso o poco eficaz. A veces se utiliza el plástico en calidad de pegamento alrededor del pozo para mantener la arena en su lugar dentro de la formación. Recordar que el mejor método para realizar una operación específica depende fundamentalmente de las características de la formación, de los ensayos de prueba y error, de la experiencia en el área y de la coordinación con las compañías de servicios.

OPERACIÓN DE FRACTURACIÓN

La fracturación es un proceso de bombeo de un material de apuntalamiento en una grieta creada por presión hidráulica para mejorar el rendimiento del pozo. Las fracturas son verticales y se extienden hacia afuera, alejándose del hueco del pozo. Si estamos en el caso de formaciones compactas, esta situación de fractura aumentaría el área de flujo al pozo. El material de soporte generalmente es arena. Otros soportes de uso común son esferas de metal o vidrio. El soporte debe ser lo más redondo posible y no contener finos o limo. Un elemento muy importante a considerar es la resistencia a la compresión, ya que el soporte debe mantener la grieta abierta.

Generalmente, una tarea de fracturación típica comienza llenando el tubing con agua tratada. Se incrementa la presión de bombeo hasta alcanzar la presión de fractura de la formación. Luego se establece un nivel estable de inyección y se calcula el volumen de relleno. Se estabiliza el nivel de bombeo y se agrega el material de soporte corriente abajo de la bomba en bajas concentraciones. A continuación se va incrementando la cantidad de material de soporte hasta que se tiene la cantidad de fluido y soporte necesarios en el pozo. Una vez inyectado todo el material de fractura, la inyección se continúa con fluido para empujarlo dentro de la formación. El caudal final se debe medir con cuidado para asegurar que el pozo no es sobredesplazado. Esto es muy importante, ya que no es conveniente que la grieta se cierre cerca del pozo.

Muchas veces se utiliza arena radioactiva para luego efectuar un registro de rayos gamma y poder estimar la altura de la fractura del pozo. Debe tenerse cuidado de no quedar expuesto a la influencia de la arena radioactiva en locación. Evitar todo contacto con esta arena que pueda producirse después de esta operación.



Efectuar una planificación exhaustiva antes de llevar a cabo cualquier tratamiento de fractura. Debemos asegurarnos que haya una presión de bombeo adecuada y suficientes caballos de fuerza hidráulicos (HHP) para fracturar y propagar la fractura. Organizar reuniones para planear la actividad y discutir los siguientes temas:

Peligros y prevención para la seguridad. Instalación de señales de advertencia.

Intercambio de ideas acerca de la tarea y ubicación de cada persona.

Métodos adecuados de prueba y de control de presiones.

Planes de emergencia con posibles procedimientos de evacuación

Establecimiento de una buena línea de comunicación.

Precauciones necesarias para el caso de utilizar material radioactivo.

Atención de emergencia del personal en caso de accidente.

TAPONAMIENTO

En general este procedimiento consiste en cambiar el intervalo de terminación desde una zona más profunda a otra más arriba en el pozo. Se trata de una operación de rutina si se la realiza adecuadamente. Una vez que el equipo está en su lugar y ya se realizado el ahogo de pozo, se cementa a presión la formación más baja o antigua. Esto se hace aprovechando el mismo packer permanente instalado en el pozo. Se retiran los sellos y el stinger, se reparan los sellos, y se baja el stinger y los sellos de vuelta hacia el packer y se bombea el cemento por el tubing, a través del packer hacia los punzados. Luego, el packer queda en el pozo cumpliendo la función de tapón sobre el tope de cemento.

Otras veces se emplean los packers recuperables para inyectar el cemento o se utilizan herramientas especiales de cementación. Las reglamentaciones indican la utilización de un tapón de cemento para mayor seguridad.

Después que el cemento en la parte más baja del pozo haya tenido tiempo suficiente para



fraguar, se punza el nuevo reservorio superior y se lo pone en producción.

TAPONES DE ABANDONO

Dado que la vida útil de un pozo tiene sus límites siempre llega el momento en cual no produce más ó en el que resulta antieconómico seguir intentando producir. El operador simplemente cierra las válvulas maestras; pero existen muchas razones por las que esto no se considera una buena práctica. Los motivos son los siguientes:

En caso de dejar el pozo como esta, el casing podría eventualmente deteriorarse con el tiempo y pasar fluidos de una zona a otra.

Toda formación con presión elevada que contenga algo de agua salada, con el transcurso del tiempo eventualmente podría contaminar zonas de agua potable.

Siempre existe la posibilidad de un reventón, con la consecuente contaminación y peligro para el ser humano.

En la República Argentina, la Resolución Nº 5/1995 de la Secretaría de Energía de la Nación reglamenta el número, ubicación y longitud de los tapones a colocar para un adecuado abandono de un pozo.

Toda empresa operadora de un yacimiento petrolífero tiene la obligación de informar una vez al año a la Secretaría de Energía, la lista de pozos abandonados en el citado lapso.

PROFUNDIZACIÓN

La antigua tecnología no permitía perforar los pozos hasta las profundidades a las que podemos llegar hoy con simples operaciones de rutina. Normalmente el factor económico determinaba la profundidad total de un pozo. Así fue que los operadores se vieron frente a pozos poco profundos con producción inferior a la de otros de mayor profundidad. Muchas veces puede resultar conveniente profundizar los pozos existentes en lugar de incurrir en el gasto de perforar otros nuevos para evitar un drenaje en profundidad.

Es menester, en el momento de tener que profundizar un pozo, entender y aplicar toda la información relativa al control de pozos para operaciones de perforación. En caso que el pozo haya estado produciendo antes de este proyecto, será necesario cementar a presión los punzados en producción. Luego si podemos perforar, perfilar y ensayar. Una vez alcanzada la profundidad, se suele correr una tubería auxiliar de revestimiento (liner) por encima de la parte inferior del casing hasta el fondo. Se cementa en el lugar y se punza el pozo en el intervalo nuevo. Se pone a producir la nueva formación después de bajar el packer con el tubing.

DESVIACIÓN DEL POZO

En algún momento puede resulta necesario abandonar o desviar la parte inferior del pozo. Las razones para realizar una desviación de pozo pueden ser: daño o pérdida por aplastamiento del casing, residuos en el pozo que no se pueden recuperar, daño a la zona productiva en el área del pozo viejo ó para pasar a otra zona de drenaje menos agotada. También el caso de Reentry para recuperar producción en zonas depletadas.



Antes de abrir una ventana en un pozo viejo, debe conocerse donde se encuentra el tope de cemento y analizar un perfil de adherencia CBL para conocer la calidad del cemento. Si no hubiera cemento frente al futuro corte de ventana, debe primero hacerse circular cemento en ese lugar.

Se procede a abrir una ventana en el casing luego de instalar una herramienta de desvío o un packer cuña desviadora. Luego de esto, la perforación se deriva fuera del pozo hasta donde se desee, pudiendo colocar nuevas cuñas desviadoras de menor diámetro en los puntos a cambiar de rumbo en el nuevo pozo. Una vez alcanzada la profundidad y cumplido el objetivo, se procede al perfilaje del pozo nuevo y se corre un liner que se cementa en el lugar. Finalmente se realiza la terminación en la forma acostumbrada, con un packer y un tubing.

En el caso de Reentry en zonas depletadas, luego de hacer la ventana en el casing, se perfora un pozo horizontal dentro de la misma formación depletada. Esto se hace con un lodo aireado de densidad mucho menor de 1 kg/l, se coloca un caño filtro de acuerdo a las características de la arena de la zona y finalmente se baja una instalación de producción combinada de bomba eléctrica de profundidad mas un sistema de gas lift. El sistema de gas lift trabaja en primer lugar alivianando la columna para permitir el ingreso de petróleo de formación al pozo y luego trabaja la bomba de profundidad.

RESUMEN

Las actividades de reacondicionamiento o reparación, son necesarias en algún momento o en cualquier tramo de la vida útil de un pozo. Generalmente son razones económicas y el tipo de pozo los que determinan la operación de reparación a realizar, desde una simple limpieza a tapones de abandono. Incluso en el momento en que un pozo deja de producir no puede considerárselo muerto.

El caso de reentry con fluido aireado puede poner el pozo nuevamente en producción y durante la operación de perforación se corre el riesgo de reventón si no se toman las debidas precauciones.

Las operaciones de reparación enfrentan el hecho de que en cualquier momento puede originarse un problema de presión. Es aconsejable no tomar este tema con ligereza. Un problema de presión puede ocurrir de un momento a otro y provocar la pérdida de vidas y/o propiedades y resultar inmanejable.

Cortador de tubería accionado hidráulicamente

Cuña y fresa para apertura de ventana


13 - TEMAS ESPECIALES 13-1

Capítulo 13 - TEMAS ESPECIALES

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Introducción.................................................................................................... 13-3

Organización y dirección de las operaciones de control de pozos................. 13-3

Responsabilidades de la cuadrilla de perforación o workover............ 13-3

Disposición en locación para control del pozo.................................... 13-5

Gases Tóxicos................................................................................................ 13-6

Acido sulfhídrico (H2S) o gas agrio..................................................... 13-7

Instalación del árbol........................................................................................ 13-7

Remoción del árbol y colgador de tubing........................................................ 13-9



TEMAS ESPECIALES

INTRODUCCIÓN

Esta sección de temas especiales constituye un capítulo que abarca aquellos tópicos que por lo general no se enfatizan adecuadamente. Algunos se mencionan para brindar información y otros, dada su importancia, son una aparente reiteración de temas sumamente relevantes que nos hacen ahorrar tiempo, dinero y vidas.

ORGANIZACIÓN DE LAS OPERACIONES PARA AHOGAR UN POZO

Responsabilidades de la cuadrilla de perforación ó workover en el procedimiento de cierre del pozo

Los supervisores de las compañías de petróleo así como los supervisores de perforación/workover deben estar totalmente familiarizados con los métodos de control. El supervisor contratista tiene la obligación de informar y entrenar la cuadrilla en los métodos de control usados y en las obligaciones de cada uno de ellos.

El supervisor de la compañía de petróleo es responsable de todos los entrenamientos de control de pozos y de las pruebas de los equipos durante su instalación, presenciar la instalación inicial así como también todos los cambios y las pruebas semanales.

El supervisor del equipo debe estar presente durante los siguientes eventos:

1. Cuando se inicia cada maniobra y se determina que el llenado del pozo se ha hecho de acuerdo con las normas y que no hay pistoneo ni otros problemas en el pozo.

2. Cuando se saca un testigo de corona o un packer.

3. Cuando parece que el pozo está admitiendo

El supervisor de equipo es directamente responsable por la observación del procedimiento para llenar el pozo. Deberá controlar que:

a) El tanque de maniobra sea usado en cada maniobra de sacar herramienta.

b) El tanque de maniobra esté marcado con el desplazamiento del acero por cada junta de 90 pies, (o el tamaño en uso). Si el nivel no baja la cantidad correcta por cada junta sacada del pozo se sospecha que el pozo está pistoneando, regrese al fondo y circule hasta que el lodo que está en el fondo llega a la superficie. Si es imposible sacar la tubería sin succionar debido a embolamiento en trépano, llene el pozo a través de la tubería de perforación. La frecuencia de llenado depende de la cantidad de fluido en el pistoneo, pero debe ser por lo menos cada tres juntas. Circule si es necesario para disminuir la succión y el riesgo de pegamiento de la tubería.

c) Tan pronto como el trépano entre en la tubería de revestimiento, pare y observe a ver si el pozo fluye. Repita la operación antes de sacar los porta mechas, y en cualquiera otra ocasión que crea que es necesario.

d) Si la tubería de perforación se saca llena de lodo, el lodo dentro de la tubería se debe retornar al pozo usando el economizador, y vaciándolo en el niple de perforación. Si se mide el volumen de esta operación, el volumen de llenado debe ser igual al de la tubería sin lodo.

e) Si por alguna razón no se puede usar el tanque de maniobra el pozo se



mantiene lleno usando el siguiente procedimiento:

Aísle uno de los tanques y úselo para llenar el pozo

Cuando se está sacando la tubería de perforación se debe llenar el pozo cada tres juntas. Si se está sacando tubería de perforación pesada, llene el pozo después de cada dos juntas, y cuando se sacan los porta mechas, llene el pozo después de cada junta.

Observe el llenado con el nivel del tanque, contando las emboladas de la bomba de llenado. El perforador debe llenar y completar el formulario de trabajo en cada maniobra y entregárselo al supervisor.

El supervisor de perforación/workover debe asegurarse de que una cantidad adecuada de materiales para el lodo sea mantenida en la locación, en caso de que haya problemas de control del pozo.

La cuadrilla de perforación esta bajo el control directo del perforador

El perforador es la persona clave en toda la operación ya que es quien detecta el amago de reventón (kick) y toma la decisión. Sus responsabilidades incluyen:

1. Debe conocer sus responsabilidades y las de cada miembros de la cuadrilla

2. Debe estar totalmente familiarizado con procedimientos de control del pozo y entender las razones por las cuales su posición es tan importante.

3. Lo mismo con el principio, operación y mantenimiento del equipo BOP

4. Algunas de las responsabilidades especificas del perforador son:

Observación continua de los indicadores de nivel de los tanques mientras se está perforando, y cuando se hace una maniobra para así saber si el pozo está aumentando de volumen o perdiendo volumen. Todas las pérdidas y ganancias deben ser registradas, dando la profundidades en las cuales ocurrieron, o cambios repentinos y cuando ocurrieron.

Debe estar en comunicación frecuente con el enganchador para saber qué está pasando en los tanques. También debe asegurarse que la densidad del lodo sea tomada y registrada.

Mantener el pozo lleno durante la maniobra con la tubería. Es muy importante observar si el pozo esta siendo pistoneado cuando se esta sacando la tubería. Siempre se debe usar el tanque de maniobra y el formulario de trabajo debe ser llenado y firmado en cada maniobra.

Cuando se baja tubería de revestimiento, la misma debe llenarse cada 5 caños. Controlar el funcionamiento de dispositivos de llenado diferencial.

Operación de BOP y del acumulador - Cerrar las esclusas ciegas después de que trépano llegue a la superficie. No cerrar las esclusas de tubería con el pozo sin tubería. La esclusa se daña si la tubería del tamaño necesario no está presente.

Control remoto - Antes de bajar la tubería otra vez, cerrar y abrir las esclusas ciegas desde la estación remota. Esto asegura la operación de la estación.

Asegurarse de que la válvula de seguridad (TIW) y todas sus conexiones están en el piso listas para ser usadas. Cuando los portamechas lleguen al nivel del piso parar e insertar la conexión apropiada en la válvula de seguridad.

Por lo menos una vez en cada turno, o cuando la densidad del lodo cambie, registrar en el reporte I.A.D.C. la presión de circulación en la tubería de perforación, usando una rata de bombeo lo mas baja posible. (esta es la presión reducida de



circulación que luego se usará para matar el pozo.

Limpieza del acumulador - Mantener la unidad completamente limpia sin polvo y libre de trapos, lazos, cables, guantes etc.

Asegurarse, en cada turno de trabajo, que las que las presiones del acumulador y del manifold más el nivel del fluido son las requeridas por el equipo

Asegurarse, en cada tumo, de que las válvulas de acumulador estén en la posición requerida

Inspeccionar, en cada turno, el manifold del estrangulador (choke) y la posición de la válvula en el lateral del BOP

Disposición en locación para control del pozo

La organización de la cuadrilla debe ser parte de los procedimientos para operar el equipo. Debe haber una disposición de personal en cada equipo, designando a cada persona sus responsabilidades durante una situación de control del pozo. Esto puede variar dependiendo del equipo y las cuadrillas. Un ejemplo es:

EVENTO CUADRILLA TRABAJO

Amague de reventón

Operador del choke (como se le ha designado)

Perforador Accionar la alarma Cerrar el BOP Alertar al Jefe de equipo

El pozo cerrado

Operador de choke

Operador de choke Llene el formulario de control Inspeccione el panel del choke

Perforador Inspeccione el BOP Inspeccione el manifold

Enganchador Prender el desgasificador Prender el embudo de lodo Reporte el volumen de barita

Mecánico Alinear las bombas con el desgasificador y el embudo

Preparación de lodo

Operador del choke Notificar presión y densidad del lodo al Jefe de Equipo

Perforador Mantener constante la presión de fondo

Enganchador Mezclar el lodo con la nueva densidad

Mecánico Inspeccionar motores y bombas

Bombeo de lodo para matar el

pozo por la tubería

Operador de choke Mantener la presión apropiada con el choke

Perforador Prender la bomba y mantener la presión constante

Circular lodo nuevo

Operador de choke Llevar la carta con la presión de la tubería de perforación



Perforador Mantener la rata de bombeo constante

Observar si el pozo está

muerto Perforador Parar la bomba y observar si el pozo fluye

Además debemos tener en cuenta las siguientes responsabilidades:

Jefe de Equipo Responsable por todo el personal en la operación del equipo

Representante de la compañía

Responsable de todos los procedimientos de control del pozo.

Cálculos de densidad del lodo, y presiones de bombeo.

Controlar las comunicaciones en el pozo y los visitantes cuando no hay otra persona encargada

Ingeniero de lodo Constatar el peso del lodo, la cantidad de materiales en la locación y las propiedades del lodo

Será muy conveniente para el Jefe de Pozo y el Representante de la Operadora tener respuestas claras a todo tipo de preguntas, como asimismo, una definida división de autoridad. Si la compañía operadora decidiera no establecer expresas políticas sobre puestos y operaciones durante las actividades de control, el establecimiento de estas políticas será responsabilidad del Jefe de Pozo o Superintendente.

Las dotaciones deben desarrollar un plan de control de reventones apropiado para cada dotación activa, jefe de pozo y representante, que abarque el trabajo de cada individuo en un equipo cualquiera. Lo mismo para el resto del personal del equipo.

GASES TÓXICOS

Los gases tóxicos han sido siempre una preocupación para la industria petrolera, ya que el principal peligro es la muerte por inhalación. Cuando el gas en el torrente sanguíneo excede la cantidad que el organismo puede exudar, ocurre el envenenamiento, que afecta el sistema nervioso central. La respiración se hace dificultosa inmediatamente y es seguida por la parálisis, a medida que aumentan las concentraciones. La persona muere si no es conducido de inmediato hacia un área de aire puro, y asistido con respiración artificial para estimular la respiración natural.

Los gases tóxicos más comunes presentes en operaciones en yacimientos son:



Como referencia, el aire tiene un peso específico de 1.0

La exposición a niveles menores puede causar alguno o una combinación de estos síntomas:

Dolor de Cabeza

Fatiga

Somnolencia

Vértigo

Irritación de los ojos

Tos

Sequedad en nariz, garganta y pecho

Molestias en nariz, garganta y pecho

Nauseas

Problemas gastrointestinales

Acido sulfhídrico (H2S) o gas agrio

Es un gas altamente tóxico, incoloro, que en bajas concentraciones huele a huevos podridos. Este gas paraliza rápidamente el sentido del olfato, por eso también se lo llama gas sin olfato. Esta es la causa que el olor no sea un medio muy confiable para su detección. Es asimismo altamente inflamable y corrosivo, y por ser más pesado que el aire usualmente se deposita en zonas bajas.

Cuando se trabaje en un área con probabilidad de exposición a gases tóxicos como el H2S, personal actuante deberá:

Conocer siempre la dirección del viento

Estar alerta por cualquier señal de las alarmas detectoras de gas. Éstas deben revisarse diariamente.

Conocer las vías de escape

Tener a mano respiradores en buenas condiciones

Tener un buen entrenamiento en H2S.

Verificar que exista un buen equipo de primeros auxilios.



Cuando trabaje en un área donde hubo exposición reciente al H2S, al tomar conocimiento Ud. deberá:

MANTENER LA CALMA

Retener la respiración

Colocarse el respirador

Si fuera posible, y sin ponerse en peligro, ayudar a otros en problemas.

Evacuar inmediatamente el área. (Es probable que sólo cuente con cinco minutos de aire).

Es extremadamente importante que primero se proteja usted. Se debe estar alerta y colocar carteles de Advertencia y Prohibido Fumar.

INSTALACIÓN DEL ÁRBOL

Los procedimientos para la instalación del árbol son variables. Muchos factores, tales como tipo y diseño, condiciones del pozo, etc. pueden alterar los procedimientos estándar. El que sigue es un procedimiento general, donde se supone que el fluido de empaque ha sido acondicionado.

De acuerdo al espaciamiento que corresponde, instalar la Válvula de Seguridad de Subsuelo Controlada desde la Superficie (VSSCS). Una vez instalada la VSSCS, conectar la línea de control y probarla a la presión de trabajo. Mantener la presión de la línea de control, espaciar y bajar al pozo el tubing y línea de control. Vincular la línea de control al tubing con bandas de flejes o envolturas de cinta plástica u otro tipo de material de unión similar. Se recomienda colocar por lo menos un protector de línea de control por cada tramo.

Asegurarse que todos los pernos del colgador de tubing estén desenroscados

Instalar la canasta colgadora de tubing y trozo de maniobra. El trozo (o trozos) de maniobra deben tener conectada una válvula de seguridad de pasaje pleno, en posición abierta, en la parte superior.

Purgar presión de la línea de control y conectarla a las partes inferior y superior del colgador de tubing. Verificar la integridad de la línea de control manteniendo el nivel de presión.

Drenar el conjunto de BOP por el carretel del tubing.

Mantener centrada la canasta colgadora de tubing y bajarla por dentro del conjunto de BOP.

Insertar la canasta colgadora y asentarla en el colgador de tubing.

Poner en posición y ajustar debidamente todos los pernos de seguridad del colgador de tubing. Controlar la presión del casing, conjunto de sello y colgador de tubing a través del carretel de tubing.

Purgar presión de la línea de control para cerrar la VSBSCS.

Quitar el trozo de maniobra y colocar una válvula de contrapresión en el colgador de tubing.

Desmontar el BOP

Limpiar e inspeccionar la ranura del aro en la brida superior del colgador de tubing. instalar el aro.

Limpiar e inspeccionar el sello inferior del bonete del colgador de tubing. Instalarlo.



Ajustar debidamente todos los espárragos a fin de energizar los sellos y aros. Volver a ajustar y verificar torque en todos los pernos de seguridad del colgador de tubing. Verificar presión en el bonete de tubing.

Colocar las válvulas del árbol restantes. Instalar un tapón obturador o válvula de contrapresión. Hacer la prueba hidrostática del árbol a la presión requerida. Purgar la presión.

Retirar el tapón obturador o válvula de contrapresión. Conectar el Sistema de Cierre de Emergencia (CDE) y presurizar sobre el árbol para ecualizar y abrir la VSBSCS. Activar en el equipo el sistema de control remoto del CDE del árbol.

De ser necesario, armar y verificar las líneas de flujo para probar el calentador, separador y tanque.

Si se está punzando a través del tubing, desplazar el tubing con fluido de terminación. Punzar.

Ensayar el pozo.

Cerrar la VSBSCS y verificar mediante la purga de presión. Purgar V2 de la presión de tubing (sobre la VSBSCS) y observar si hay pérdidas.

Instalar la válvula de contrapresión y probarla purgando la presión de tubing remanente. Si estuviera listo para comenzar la producción, quitar la válvula de contrapresión, de lo contrario, asegurar el árbol.

REMOCIÓN DEL ÁRBOL Y COLGADOR DE TUBING

Para comenzar con las operaciones de reparación y antes de bajar el árbol, el pozo debe estar ahogado y se deben tener en cuenta todos los instrumentos de seguridad de superficie y subsuelo. El procedimiento para la remoción del árbol es variable. Los procedimientos normalmente aceptados varían según el tipo y diseño del árbol, condiciones del pozo, etc. A continuación se detalla un procedimiento general.

Antes de iniciar el proceso de ahogo, verificar la presión de cierre de tubing (VSBSCS abierta). Verificar la presión en el casing de producción y de superficie. Mantener la VSBSCS abierta con presión desde la línea de control.

Si se encuentra presión en el casing, esta puede originarse en la expansión térmica del fluido de empaque. Para saber si ése es el caso, purgar un pequeño caudal de fluido desde el casing. Si la presión baja a cero psi, es probable, que haya sido causada por expansión térmica. Si se purga gas, puede haber una pérdida en el sello del packer o en una conexión de tubing, o un agujero en el tubing. Si se produce una rápida recuperación de la presión, la pérdida puede ser seria.

Si la presión del casing baja a cero psi, armar la bomba e inyectar por el tubing fluido de ahogo. Probar el casing a presión, si así lo dicta el procedimiento. Si se va a realizar un ahogo forzando el fluido dentro de la formación (bullheading), se recomienda llevar la presión de casing a varios cientos de psi (en la mayoría de los casos, 200 - 500 psi es suficiente). Esta presión se debe controlar durante todo el proceso de ahogo.

Si se utiliza la técnica de inyección forzada (bullhead), conectar al tubing e inyectar forzando fluido de ahogo. El volumen deberá ser suficiente como para desplazar la capacidad del tubing y de pozo hacia los punzados. Si no hubiera comunicación entre el tubing y el casing, detener la bomba y observar si se ha ahogado el pozo.

Si se nota comunicación entre el tubing y el casing, podrá utilizarse un método convencional de ahogo o por circulación inversa. Esto podrá requerir el punzamiento del tubing por encima del packer, o la apertura de la unión de circulación por cable.



Asegurarse de haber purgado toda la presión en el casing y tubing.

Liberar presión desde la línea de control de la VSBSCS*, armar el fabricador de cabeza de pozo en el árbol e instalar la válvula de contrapresión en el colgador de tubing.

* Nota: Es recomendable mantener abierta la VSBSCS de ser necesario cualquier trabajo con cable. Algunas VSSCS pueden bloquearse abiertas con cable. Esto debe hacerse luego de haber matado el pozo y antes de remover el árbol. Si no se pudiera bloquear abierta en forma mecánica la VSBSCS, deberá instalarse una válvula en el extremo del colgador de tubing y presurizarla con una bomba manual para poder mantenerla abierta. Luego se cierra la válvula y se desconecta la bomba manual.

Retirar el árbol de producción. Inspeccionar y lubricar las roscas de elevación del colgador de tubing. Pueden estar corroídas y no sostener debidamente el peso de la columna.

Instalar y probar las BOPs. Para probar las esclusas de cierre total, la válvula de contrapresión deberá retirarse* y deberá instalarse una válvula de retención de doble vía o tapón obturador. Probar las esclusas de cierre total y luego instalar un trozo de maniobra. A continuación probar los sellos de bonete, bridas, esclusas de tubería, preventor anular y manifold del estrangulador.

*Nota: La longitud normal del lubricador y vástago pulido que se utilizan para fijar y retirar válvulas de presión, es de aproximadamente 16 pies. Es lo adecuado para trabajar a través del árbol de producción. Cuando se montan los BOPs, ya no puede utilizarse el vástago pulido y el lubricador. En este caso podrá utilizarse un vástago seco, que normalmente es una pieza de tubing de 1" a 1 1/4" bajándose con la misma herramienta.

Se debe tener cuidado al utilizar un vástago seco para librar y quitar las válvulas de contrapresión o tapones obturadores. Debe llenarse el conjunto con agua y librarse lentamente la válvula de contrapresión. No ejercer demasiada fuerza. Una válvula de contrapresión puede ser instalada, generalmente, por una persona utilizando una llave de 24 o 18 pulgadas. La misma llave se utiliza también para su remoción. Evitar el ajuste excesivo.

Puede utilizarse un procedimiento alternativo para evitar el uso del vástago seco que consiste en:

1. Instalar y probar las esclusas de cierre total.

2. Embridar la BOP de esclusas con esclusa de cierre total con las conexiones adecuadas con el lubricador.

3. Utilizar un vástago pulido, recuperar la válvula de contrapresión o tapón obturador.

4. Cerrar las esclusas de cierre total (ya han sido probadas).

5. Armar el conjunto de BOP restante, abrir las esclusas de cierre total y colocar el trozo de maniobra.

6. Probar los BOP restantes. El pozo se puede controlar a través de la salida lateral debajo de las esclusas de cierre total.

Siguiendo con el procedimiento general:

Después de probar los BOPs, retirar el trozo de maniobra y recuperar las válvulas de retención de doble vía o tapón de tubing.

Desenroscar los pernos de retención de la canasta colgadera del tubing.

Levantar para liberar los sellos (o liberar el empaquetador) y remover el colgador del tubing.


14 - ANEXO – CÁLCULOS 14-1

Capítulo 14 - ANEXO - CÁLCULOS

ÍNDICE

TEMA PÁG.

Introducción a los cálculos.......................................................................... 14-3

Nomenclatura para las ecuaciones............................................................. 14-4

Cálculos de densidad del fluido /densidad del lodo........................................ 14-5

Gradiente del fluido (psi/pie)................................................................ 14-5

Presión hidrostática (psi)..................................................................... 14-5

Formas de conversión................................................................................ 14-5

Densidad (ppg)................................................................................... 14-5

Gradientes (psi/pie)............................................................................ 14-5

Densidad (Kg/l)................................................................................... 14-5

Densidad (Lb/pie)............................................................................... 14-6

Cálculos de capacidad y volumen............................................................... 14-6

Capacidad del pozo (bbl/pie)................................................................ 14-6

Volumen de pozo (bbls)........................................................................ 14-6

Capacidad del sondeo (bbl/pie)........................................................... 14-6

Volumen del sondeo (bbl)...................................................................... 14-6

Capacidad anular con sondeo en el pozo (bbl/pie)........................... 14-6

Volumen anular con sondeo en el pozo (bbl)....................................... 14-7

Capacidad anular (bbls/pie) y volumen (bbls) con columna múltiple 14-7

Volumen anular de columnas múltiples (bbls)...................................... 14-7

Capacidad de tanques (bbl)............................................................... 14-7

Tanques cilíndricos............................................................................ 14-7

Tanques rectangulares...................................................................... 14-7

Caudal de bombas y desplazamiento................................................................ 14-7

Capacidad de bombas triplex............................................................... 14-7

Capacidad de bombas dúplex................................................................... 14-8

Emboladas para bombear píldora.......................................................... 14-8

Tiempo para bombear una píldora......................................................... 14-8

Corrección de presión por diferencia de densidad de fluido................... 14-8

Corrección de presión por cambio de epm............................................... 14-8

Capacidad de bombeo en galones por emb....................................... 14-8

Caudal en galones por minuto................................................................. 14-8

Hoja de cálculos de ahogue......................................................................... 14-8

Densidad del fluido de ahogue (lb/gal)................................................... 14-8

Presión inicial de circulación (psi).......................................................... 14-8

Presión final de circulación (psi).............................................................. 14-8

Máxima presión admisible en superficie................................................. 14-9

Carta de presiones.............................................................................. 14-9

Gráfico de presiones........................................................................... 14-10

Emboladas al trépano.......................................................................... 14-10



TEMA PÁG.

Capacidad anular y volumen............................................................... 14-10

Requerimientos de baritina...................................................................... 14-11

Cálculos para método volumétrico.............................................................. 14-11

Capacidad anular (bbl/pie)................................................................. 14-11

Gradiente del fluido (psi/pie)................................................................ 14-11

Presión ejercida por el fluido en el pozo.................................................. 14-11

Ecuaciones relacionadas con presión y surgencia (o golpe)........................ 14-11

Para encontrar presión hidrostática (psi)................................................. 14-11

Para encontrar presión de formación (psi).............................................. 14-11

Estimación altura de fluido o longitud de la surgencia (pies)............... 14-11

Densidad de integridad estimada (lb/gal)................................................ 14-12

Presión de integridad estimada (psi)....................................................... 14-12

Densidad equivalente cuando se está ahogando el pozo (lb/gal)......... 14-12

Distancia teórica y velocidad de migración de gas................................. 14-12

Estimación máxima ganancia de piletas en una surgencia (bbl).......... 14-12

Estimación máxima presión en cañería por una surgencia (psi).......... 14-12

Ley general de los gases..................................................................... 14-12

Densidad estimada de la surgencia (lb/gal).......................................... 14-13

Estimación del peso de stripping (lbs)..................................................... 14-13

Fórmulas para maniobras............................................................................ 14-13

Margen de maniobras.......................................................................... 14-13

Volumen de píldora o tapón (bbls)............................................................ 14-13

Densidad de píldora o tapón (lb/gal)..................................................... 14-13

Barriles para llenar cuando se saca sondeo........................................... 14-13

Emboladas para llenar cuando se saca sondeo.................................... 14-13

Máxima longitud a sacar antes de llenar (pies)........................................ 14-13

Sondeo vacío y Sondeo lleno.................................................................... 14-14

Cálculo de colchón de agua (bbls)......................................................... 14-14

Planilla de ahogo para Método del Perforador........................................... 14-15

Planilla de ahogo para Método Espere y Densifique.................................. 14-16

Datos de pozo tipo Perforación para ejercicios.......................................... 14-17

Datos de pozo tipo Terminación para ejercicios......................................... 14-18



ANEXO - CÁLCULOS

INTRODUCCIÓN

El uso de la matemática es un elemento necesario dentro del campo petrolero. Generalmente las ecuaciones más complejas son manejadas por personal de ingeniería. Como muchos cálculos deben ser realizados "in situ" por el personal de campo, mientras más simple se puedan hacer las cosas, mejor se llega a la verdad. Las siguientes ecuaciones están conformadas teniendo esto en cuenta.

Los resultados finales de los cálculos varían muy poco dependiendo de cuantos decimales se usan y de las prácticas de redondeo. Los resultados de las siguientes ecuaciones no están redondeados y excepto por cálculos críticos, no se utilizan más de dos decimales.

Cada vez que fuera posible, los factores de conversión se usan por su misma función, tratando de combinarlos para simplificar los cálculos.

Reglas de tipo general de matemáticas para tener en cuenta:

Algunas ecuaciones tienen paréntesis (), corchetes [ ] , y llaves o que identifican ecuaciones "internas". Estas deben calcularse primero. Comenzar trabajando en el juego de paréntesis que esté más adentro y luego ir desarrollando hacia afuera.

Posteriormente se llevan a cabo las raíces cuadradas, cúbicas, potencias, etc.

Después se deben realizar las multiplicaciones y divisiones. Generalmente estas operaciones se encuentran entre paréntesis. Recuerde que debe hacer las operaciones entre paréntesis en primer lugar.

Luego que se hayan hecho las multiplicaciones y divisiones, se pueden hacer sumas y restas. Nuevamente, hacer las operaciones que estén entre paréntesis primero.

La ecuación estaría resuelta.



NOMENCLATURA PARA LAS ECUACIONES

La siguiente es una lista de las abreviaturas usadas en este manual:

A Área (pulgadas. cuadradas) POA Caudal de la bomba dúplex sin el vástago (bbl/emb)

Bbl/emb Barriles por embolada POs Caudal de la bomba dúplex con el vástago

Bbl/pie Barriles por pie Pp1 Presión de bomba 1

Bbl Barriles Pp2 Presión de bomba 2

D Diámetro (pulgadas) ppg libras por galón

D2 Diámetro al cuadrado (pulg2) psi libras por pulg. cuadrada

F Fuerza (Ibs) P.E. Peso Especifico (Kg/l)

PFC Presión Final de circulación PCIC Presión cierre interior de cañería (psi)

H Altura (pies) PCIBS Presión cierre interior barras de sondeo (psi)

PH Presión hidrostática (psi) PCIT Presión de cierre interior tubing (psi)

D.I. Diámetro interior (pulg) EPM Emboladas por minuto

DI2 Diám. Interior al cuadrado (pulg2) emb/bbl Emboladas por barril

PIC Presión inicial de Circulación Swt Peso de la columna

D.F.A Densidad del Fluido de Ahogue (Ib./gal) Sx Sacos

PCR Presión de Bombeo Caudal Reducido ó Ahogo (Psi) T Temperatura (°F)

L Longitud (pie) T1 Temperatura absoluta en 1 (° R)

D.E Diámetro exterior (pulg) T2 Temperatura absoluta en 2 (° R)

DE2 Diámetro ext. al cuadrado (pulg2) PVV Profundidad vertical verdadera (pies)

P, Pres Presión (psi) PM Profundidad medida (pies)

P1 Presión en punto 1 V1 Volumen en punto 1

P2 Presión en punto 2 V2 Volumen en punto 2

Pf Presión de Formación (psi) Z1 Factor de compresibilidad del gas en el punto 1

PSond Peso del sondeo por pie (Ib/pie) Z2 Factor de compresibilidad del gas en el punto 2



CÁLCULOS DE DENSIDAD DE FLUIDO / LODO

GRADIENTE DEL FLUIDO (psi /pie)

Gradiente de Fluido (psi/pie) = Densidad Lodo (lb/gal) x 0,052

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (psi)

Presión Hidrostática (psi) = Gradiente de fluido (psi/pie) x PVV (pies)

FORMAS DE CONVERSIÓN

La densidad de un fluido o lodo puede expresarse de diferentes maneras. Se puede hacer en libras/galón (Ib/gal), libras por pie cúbico (Ib/pie3), kilogramo por litro (kg/l) o como un gradiente La forma de convertir estos términos es la siguiente

Conversión de galones

1 pie cúbico (pie3) = 7.48 galones 1 Galón = 0.1337 pie3

DENSIDAD (LB/Gal)

Para obtener Ib/gal de un gradiente:

Lb/gal = gradiente (psi/pie) / 0.052

Para obtener Ib/gal de kg/l

Lb/gal = (kg/l) / 0.12

Para obtener Ib/gal de libras por pie cúbico (Ib/pie3)

Lb/gal = (Ib/pie3) / 7.48

GRADIENTES (PSI/PIE)

Para obtener un gradiente de libras por galón (lb/gal)

Gradiente (psi/pie) = dens.lodo Ib/gal x 0.052

Para obtener un gradiente de Libras por pie cúbico (Ib/pie3)

Gradiente (psi/píe) = (Lb/pie3) / 144

Para obtener un gradiente partiendo de kg por litro

Gradiente (psi/pie) = (kg/l) / 2.31

DENSIDAD (KG/L)

Para obtener Densidad (Kg/l) partiendo de lb/gal

Densidad (kg/l).= Densidad del lodo (Ib/gal) / 8.34

Para obtener Densidad (Kg/l) partiendo de un gradiente

Densidad (Kg/l). = Gradiente (psi/pie) / 0.433



Para obtener Densidad (kg/I) partiendo de Lb/pie3

Densidad (Kg/l) = (Lb/pie3) / 62.4

LIBRAS POR PIE CUBICO (Lb/pie3)

Para obtener Lb/pie3 desde Lb/gal:

Lb/pie3 = Densidad (Ib/gal) / 0.1337

Para obtener Lb/pie3 desde un gradiente (psi/pie)

Lb/pie3 = Gradiente (psi/pie) / 0.00694

Para obtener Lb/pie3 desde Densidad (kg/l)

Lb/pie3 = Densidad (kg/l) / 0.01603

CÁLCULOS DE CAPACIDAD Y VOLUMEN

Generalmente los cálculos de capacidad y volumen son factores muy importantes en cualquier actividad del pozo, más aún en una situación de control de surgencia. Resulta fundamental tener calculados los volúmenes y capacidades de los tanques, volúmenes y capacidades anulares, volúmenes y capacidad de sondeo, caudales de la bomba, etc.

La mayor parte de los cálculos caen dentro de las categorías de cálculos de recipientes rectangulares o cilíndricos. Los elementos tubulares (sondeos, columnas de trabajo, columnas de producción, cañerías, etc.) se calculan dentro de los elementos cilíndricos, mientras que otros caen dentro de los cálculos de tanques cilíndricos horizontales. Normalmente las piletas caen dentro de los cálculos de volúmenes y capacidades rectangulares.

Los factores usados en estos cálculos, en orden a mantenerlos simples, son valores condensados, que toman un área (pulg. cuadradas), la convierten en galones, luego convierten los galones en barriles.

CAPACIDAD DEL POZO (bbl/pie)

Capacidad del pozo (bbl/pie) = (Diámetro (pulg.))2 / 1029

Esta fórmula puede aplicarse a pozo o a casing.

VOLUMEN DEL POZO (bbl)

Volumen del Pozo (bbl) = Capacidad del pozo (bbl/pie) x PM (pies)

CAPACIDAD DEL SONDEO (bbl/pie)

Capacidad del sondeo (bbl/pie) = (Diám. Int. del Sondeo (pulg))2 / 1029

VOLUMEN DEL SONDEO (bbl)

Volumen sondeo (bbl) = Capacidad del sondeo (bbl/pie) x PM (pies)

CAPACIDAD ANULAR CON SONDEO EN EL POZO (bbl/pie)

Capacidad Anular (bbl/pie) = [(Diám. Pozo (pulg))2 - (Diám Sondeo (pulg))2] / 1029



El diámetro puede ser el diámetro del pozo abierto o el diámetro interior del casing.

El sondeo puede ser cualquier tubular en el pozo (sondeo, tubing, coiled tubing)

VOLUMEN ANULAR CON SONDEO EN EL POZO (bbl)

Volumen Anular (bbl) = Capacidad Anular (bbl/pie) X PM (pies)

CAPACIDAD ANULAR (Bbls/pie) Y VOLUMEN (Bbls) CON COLUMNAS MÚLTIPLES EN EL POZO

El cálculo de la capacidad anular y el volumen total con columna múltiple de tubing en el pozo no difiere básicamente del cálculo con una sola columna en el pozo. La diferencia es solo que al haber más de una columna en el pozo, tenemos más de un cilindro interno para restar.

VOLUMEN ANULAR DE COLUMNAS MÚLTIPLES (Bbl)

Del mismo modo que en el caso anterior

Volumen Anular (bbls) = Capacidad Anular C M (bbl/pie) x PM (pies)

CAPACIDAD DE TANQUES (BBL)

TANQUES CILÍNDRICOS

Los cálculos para tanques cilíndricos no difieren de los cálculos para cilindros anulares si el término D se convierte a pulgadas.

La capacidad (bbl/pie) y el volumen (bbl) de tanques cilíndricos verticales se pueden calcular como sigue:

Capacidad del tanque (bbl/pie) = (Diám. Tanque (pulg))2 / 1029

Volumen del Tanque (bbl) = Capacidad del Tanque (bbl/pie) x Altura (pies)

Para bbl/pulg, tomar la capacidad en bbl/pie y dividir por 12.

TANQUES RECTANGULARES

Del mismo modo, la capacidad (bbl/pie) y volumen (bbl) de tanques de forma rectangular se calcula de la siguiente manera:

Capacidad del tanque (bbl/pie) = Longitud (pies) x Ancho (pies) / 5.6 Volumen del tanque (bbl) = Capacidad (bbl/pie) x Altura (pies)

Para bbl/pulg, tomar la capacidad en bbl/pie y dividir por 12.

CAUDAL DE BOMBAS Y DESPLAZAMIENTO

Sabemos que una bomba es básicamente un cilindro con un pistón forzando el fluido a través del mismo, por lo tanto, se pueden usar los cálculos del cilindro para calcular caudales de bombeo.

CAPACIDAD DE BOMBAS TRIPLEX



Capacidad (bbl/emb)= (Diám cil. (pulg))2 / 1029 x Largo emb (pulg) x 0.25 x % eficiencia

Otra fórmula muy usada para desplazamiento de bombas triplex es:

Capacidad (bbl/emb)= 0.000243 x (Diám. cil (pulg))2 x Largo emb (pulg) x % eficiencia

CAPACIDAD DE BOMBAS DÚPLEX

Para bombas dúplex, deben llevarse a cabo dos tipos de cálculos. La bomba dúplex son de doble efecto, descarga en ambas direcciones con el movimiento del pistón. Por lo tanto, en una dirección tendrá solo un pistón desplazando fluido, y en la otra dirección habrá un pistón con su eje desplazando fluido. Los cálculos son:

Capacidad (bbl/emb)= (Cap1 (bbl/emb) + Cap2 (bbl/emb)) x % eficiencia

donde debemos resolver primero Cap1 y Cap2

Cap1 (bbl/emb)= (Diám cil. (pulg))2 / 1029 x Largo emb (pulg) x 0.166

Cap2 (bbl/emb)= [(Diám cil. (pulg))2 - ( Diám eje (pulg))2 ] / 1029 x Largo emb(pulg) x 0.166

EMBOLADAS PARA BOMBEAR UNA PÍLDORA O TAPÓN

Emboladas = Volumen de Tapón (bbls) / Capacidad de Bomba (bbl/emb)

TIEMPO PARA BOMBEAR UNA PÍLDORA ó TAPÓN

Tiempo (min) = Volumen (bbls) / Capacidad Bba (bbl/emb) / Veloc. Bba (emb/minuto)

CORRECCIÓN DE PRESIÓN POR DIFERENCIA DE DENSIDAD DE FLUIDO.

Nueva Presión de Bombeo (psi) = Dens. Lodo 2 / Dens. Lodo 1 x Presión de Bombeo 1 (psi)

CORRECCIÓN DE PRESIÓN POR CAMBIO DE VELOCIDAD (EPM)

Nueva Presión de Bombeo (psi) = (EPM2 / EPM1)2 x Presión de Bombeo1 (psi)

CAPACIDAD DE BOMBEO EN GALONES POR EMBOLADA (Gal/emb)

Capacidad de Bomba (gal/emb) = Capacidad de Bomba (bbl/emb) x 42

CAUDAL EN GALONES POR MINUTO (Gal/min)

Caudal (gal/min) = Velocidad Bomba (EPM) x Capacidad de Bomba (bbl/emb) x 42

HOJA DE CÁLCULOS DE AHOGUE

DENSIDAD DEL FLUIDO DE AHOGUE (Ib/gal)

Densidad Lodo de Ahogo = (PCIBS / 0,052 /PVV) + Densidad Actual de Lodo

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PSI)



PIC = PCIBS + PCR

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN (PSI)

PFC = PCR x Densidad Lodo Ahogo / Densidad Lodo Actual

MÁXIMA PRESIÓN ADMISIBLE EN SUPERFICIE

MPAS = (Densidad lodo fractura – Densidad Ahogo) x Prof. Zapato x 0,052

CARTA DE PRESIONES

Para llenar la carta de presiones calcular los pasos incrementales, usando las fórmulas al final de la tabla.

CARTA DE PRESIONES

Emboladas o Volumen

Presión Teórica de Barras de Sondeo

Presión Actual de Barras de Sondeo

Presión de Casing Desviación de

Volumen en Piletas

O PIC

TREPANO PFC

Emboladas por Etapa = Emboladas de superficie a trépano / 10

PSI por Etapa = (PIC – PFC) / 10



GRÁFICO DE PRESIONES

El gráfico de presiones se completa, marcando la Presión Inicial de Circulación y la Presión Final de Circulación contra tiempo o emboladas. La carta entonces puede llenarse usando la información extrapolada de la gráfica o usando las fórmulas de la carta de presiones.

PR

ES

IÓN

FIN

AL

DE

CIR

CU

LAC

IÓN

PR

ES

IÓN

INIC

IAL

DE

CIR

CU

LAC

IÓN

Emboladas

Tiempo (min)

Presión

EMBOLADAS AL TREPANO

Emboladas al Trépano = Volumen interior Sondeo (bbl) / Capacidad de Bomba (bbl/emb)

CAPACIDAD ANULAR Y VOLUMEN (Bbl)

El volumen anular total necesita dos pasos. Primero calcular la capacidad anular (bbl/pie) de cada sección, con diferentes diámetros de tubulares, usando la fórmula ya vista:

Capacidad Anular (bbl/pie) = [(diám pozo)2 - (diám sond.)2] / 1029

Luego tomar cada capacidad anular, multiplicarla por la profundidad de cada sección en



pies, usando la siguiente fórmula:

Volumen Anular (bbl) = Capacidad Anular (bbl/pie) x pies de sección

Sumar cada sección y totalizar el volumen anular de fluido.

REQUERIMIENTOS DE BARITINA

Sx Barita = (Dens. Ahogue – Dens. Lodo Actual) / (35 – Dens. Ahogue) x 14,7 x Vol Pileta (bbl)

CÁLCULOS PARA MÉTODO VOLUMÉTRICO

CAPACIDAD ANULAR (Bbl/pie)

Cap. Anular Pozo (bbl/pie) = Cap. Pozo – (Cap. Sondeo + Desplazamiento Sondeo)

GRADIENTE DE FLUIDO (psi/pie)

Gradiente de Fluido (psi/pie) = Densidad de Fluido (lb/gal) x 0,052

PRESIÓN EJERCIDA POR EL FLUIDO EN EL POZO

Presión Ejercida (psi/bbl) = Gradiente de Fluido (psi/pie) / Capacidad Anular (bbl/pie)

ECUACIONES RELACIONADAS CON PRESIÓN Y SURGENCIA

PARA ENCONTRAR PRESIÓN HIDROSTÁTICA (psi)

P. Hidrostática (psi) = PVV (pies) x Densidad de Lodo (lb/gal) x 0,052

PARA ENCONTRAR PRESIÓN DE FORMACIÓN (psi)

Presión de Formación (psi) = PCIBS + Presión Hidrostática

Si tenemos en cuenta el concepto de tubo en U:

P.F. = PCIC + (Long. Surg (pies) x Dens (lb/gal) x 0,052) + (Long. Lodo (pies) x Dens (lb/gal) x 0,052)



ESTIMACIÓN LONGITUD DE FLUIDO DE SURGENCIA (pies)

Longitud de Surgencia (pies) = Volumen Surgencia (bbl) / Capacidad Anular (bbl/pie)

DENSIDAD DE INTEGRIDAD ESTIMADA (Ib/gal)

Densidad Est. Integridad = (Presión Prueba /0,052 / Prof. Ensayo PVV) + Dens. Lodo Ensayo

PRESIÓN DE INTEGRIDAD ESTIMADA (psi)

Presión Integridad = (Dens. Est. Integ. – Dens. Actual (lb/gal)) x Prof.Ensayo PVV x 0,052

DENSIDAD EQUIVALENTE CUANDO SE ESTA AHOGANDO EL POZO (lb/gal)

La presión del choke en el tope de una columna ejerce, a determinada profundidad, una presión extra o densidad del lodo equivalente (lb/gal). Esta se puede calcular como:

DEL (lb/gal) = P. de choke (psi) / (Prof. (pies) x 0,052) + Dens. Lodo Actual (lb/gal)

DISTANCIA TEÓRICA Y VELOCIDAD DE MIGRACIÓN DEL GAS

Distancia Migración (pies) = Incremento Presión (psi) / Dens. Actual Lodo (lb/gal) / 0,052

Velocidad Migración (pies/min) = Distancia Migración (pies) / Tiempo Migración (min)

ESTIMACIÓN MÁXIMA GANANCIA DE PILETAS EN UNA SURGENCIA (bbl)

Max Gan (bbl) = 4 x (Pres.Form (psi) / 1000) x tamaño golpe (bbl) x Cap. Anul (bbl/1000 pies)

Densidad Lodo de Ahogo

ESTIMACIÓN MÁXIMA PRESIÓN DE CAÑERÍA POR UNA SURGENCIA (psi)

Max Pres.Csg (psi) = 200 x (Pres.Form (psi) /1000) x tamaño golpe (bbl) x dens.ahogue (Ib/gal)

Cap.Anular (Bbl/1000 pies)

La presión máxima de cañería supone el correcto uso del método de Espera y Densifica.



LEY GENERAL DE LOS GASES

P1 x V1 = P2 x V2

T1 x Z1 T2 x Z2

Ignorando los efectos de temperatura T y compresibilidad Z, se simplifica como sigue:

Presión1 x Volumen1 = Presión2 x Volumen2

Volumen2 = Presión1 x Volumen1 / Presión2

DENSIDAD ESTIMADA DE SURGENCIA (Ib/gal)

Dens. Est. Surgencia (lb/gal) = Dens. Actual Lodo – [(PCIC –PCIBS) / Long. Surg. / 0,052]

ESTIMACIÓN DEL PESO DE STRIPPING (Ibs)

Peso Stripping (lbs) = (0,785 x (D. Sondeo)² x Presión Pozo (psi)) + Fuerza Fricción (lbs)

Se considera 2000 lbs el mínimo de fuerza de fricción que debe superarse para pasar la columna a través del BOP anular. Esto varía de acuerdo al preventor y tamaños del sondeo.

FÓRMULAS PARA MANIOBRAS

MARGEN DE MANIOBRAS (Ib/gal)

Margen de Maniobras = Punto de Fluencia / 11,7 / [D. Pozo (pulg) – D. Sondeo (pulg)]

VOLUMEN DE PÍLDORA O TAPÓN (Bbls)

Vol. Tapón = Dens. Lodo x Long. Sondeo seco x Cap. Sondeo / [Dens. Tapón – Dens. Lodo]

DENSIDAD DE PÍLDORA O TAPÓN (lbs/gal)

Dens Píldora = (Dens Actual x Long S.Seco x Capac Sondeo / Vol Píldora) + Dens. Actual



BARRILES PARA LLENAR CUANDO SE SACA SONDEO

Bbls llenado = Desplazamiento Sondeo (bbl/pie) x Long. Sacada (pies)

EMBOLADAS PARA LLENAR CUANDO SE SACA SONDEO

Emboladas para Llenado = Barriles llenado / Capac. de Bomba (bbl/emb)

MÁXIMA LONGITUD A SACAR ANTES DE LLENAR (pies)

SONDEO VACIO:

Long. Max. = (Caída presión / 0,052 / Dens lodo) x (Capac. Casing – Desplaz. Sondeo)

/ Desplaz. Sondeo

SONDEO LLENO:

Long. Max. = (Caída Presión / 0,052 / Dens. Lodo) x (Capac. Casing – Capac. Sondeo –

Desplaz. Sondeo) / (Desplaza. Sondeo + Capac. Sondeo)

No obstante, recordar que 75 psi de pérdida de presión hidrostática o cinco tiros de sondeo o tubing es el máximo permitido por MMS

CALCULO DE COLCHÓN DE AGUA (bbls)

Para punzar en desbalance, a veces se usa un colchón de agua. Para calcular cuanta agua se necesita:

Colchón (bbls) = (Presión Form. – Presión Desbalance) / Dens. Lodo / 0,052 x Capac. Tubing



PLANILLA DE AHOGO PARA MÉTODO DEL PERFORADOR

INFORMACIÓN A REGISTRAR

D. de Casing Profundidad Resistencia Presión Máxima Presión de EPM PCR EPM

Presión Interna Admisible Circulación

DETENER BOMBEO Y CERRAR EL POZO. ESPERAR ESTABILIZACIÓN DE PRESIONES

PCIBS PCIC Densidad de Longitud de Ganancia de Minutos

circulación

Lodo Sondeo pileta superficie a

trépano

FIJAR VELOCIDAD Y PRESIONES DE CIRCULACIÓN PARA LIMPIEZA DE POZO

Poner bomba en marcha. Abrir estrangulador. Mantener presión en PCIC hasta velocidad de caudal reducido. Luego ajustar estrangulador para llevar presión de circulación al valor de PCIBS + PCR

Presión de Circulación EPM

por el sondeo

Mantener EPM en su valor reducido. Cierre o abra estrangulador para mantener el valor de presión de

circulación por sondeo constante. Observe presión en anular.

CIRCULE LA SURGENCIA Y CIERRE EL POZO

PCC Nueva

CALCULAR DENSIDAD DE LODO DE AHOGO

Incremento de Densidad = PCIBS / 0,052 / Longitud de sondeo

Densidad de Ahogo = Densidad Actual de lodo + Incremento calculado

DENSIFICAR EL SISTEMA DE PILETAS AL VALOR CALCULADO ANTERIOR

Si la capacidad del sistema lo permite densificar en simultaneo con la circulación de la surgencia

FIJAR VELOCIDAD Y PRESIONES DE CIRCULACIÓN PARA AHOGO DEL POZO

Ponga en marcha la bomba y regule el estrangulador para tener una presión de anular igual a PCC nueva

Luego mantener constante hasta llegar al caudal deseado. Después mantener presión de anular hasta

que el lodo densificado llene el sondeo. Ahora registre la presión de sondeo y regular el estrangulador para

mantener esta presión de sondeo hasta que el lodo llene el anular. Cuando el lodo densificado llegue a

superficie, circular para normalizar, parar la bomba y efectuar un control de flujo.



PLANILLA DE AHOGO PARA MÉTODO ESPERE Y DENSIFIQUE

INFORMACIÓN REGISTRADA PREVIAMENTE

TREPANO ZAPATO CASING

PVV PM PVV PM Diámetro Peso Grado 70% Estallido MPAS

POZO SONDEO PortaMecha PCR Bba 1 PCR Bba 2

Diámetro Diámetro Peso Capacidad Capacidad Presión EPM Presión EPM

CALCULAR

Emboladas de trépano a zapato= (PMp-Pmz) x Capac. Anular / capac. bomba = emboladas

Lodo Máxima dens. Admisible = (P. de Admisión / PVVz / 0,052) + Dens. Lodo prueba = ppg

MPAS basada en ensayo = (Max.DAdmisibleLodo - Dens. Lodo Ahogo) x PVVz x 0,052 = ppg

CERRAR POZO Y REGISTRAR

PCIBS PCIC Ganancia de Pileta

DETERMINAR PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

PIC = PCR + PCIBS = psi

CALCULAR DENSIDAD DE LODO DE AHOGO

Dens. Lodo Ahogo = (PCIBS / 0,052 / PVVp) + Dens. Lodo Actual = ppg

DETERMINAR PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PFC = PCR x Dens. Lodo Ahogo / Dens. Lodo actual = psi

CALCULAR EMBOLADAS DE SUPERFICIE A TREPANO

Total Emboladas = ((Capac. sondeo x Long. Sondeo) + (Capac.PM x Long. PM)) / Capac. Bomba

Tiempo de bombeo al trépano = Total Emboladas / Veloc. EPM = minutos

UTILIZAR CUADRO DE REDUCCIÓN DE PRESIÓN DEL SONDEO

Presión = (PIC - PFC) / 10 = psi por división

TIEMPO 0

PRESIÓN PIC PFC

EMBOLADAS 0

Mantenga constante la presión final de circulación PFC durante toda la circulación después

que el lodo de ahogo llegue al trépano.

Se recomienda utilizar la gráfica de presiones para visualizar correctamente la disminución

de la presión de cierre de sondeo durante el bombeo para hacer llegar el lodo de ahogo

hasta el trépano.




UNIDAD POZO 1 POZO 2 POZO 3

BOMBA 1

MEDIDAS Pulgadas 6 x 12 7 x 12 5 1/2 x 12

TIPO Triplex Triplex Triplex

CAPACIDAD Litros/Emboladas 16 23 14

BOMBA 2

MEDIDAS Pulgadas 6 x 12 7 x 12 5 1/2 x 12

TIPO Triplex Triplex Triplex


PRESIÓN MÁXIMA DE BOMBEO Kg/cm2 328 240 318

PRESIÓN CONJUNTO BOP Kg/cm2 704 704 1056

VOLUMEN PILETAS ACTIVAS M3 ? ? ?

VOLUMEN LÍNEAS DE SUPERFICIE M3 0,715 0,477 0,556

DENSIDAD ACTUAL DE LODO Gr/Litro 1332 1152 1968

DENSIDAD EN PILETAS RESERVA Gr/Litro 1428 1224 2100

DENSIDAD ENSAYO INTEGRIDAD Gr/Litro 1248 1092 1920

PRESIÓN ENSAYO INTEGRIDAD Kg/cm2 84 57 126

PROFUNDIDAD DE ENSAYO Metros 1528 950 4581

BARRAS DE SONDEO

DIÁMETRO EXTERIOR / INTERIOR Milímetros 127 /108 114 / 97 89 / 66

PESO Kg/m 29 25 23

CAPACIDAD Litros/metro 4,3 7,5 3,5

LONGITUD Metros 2866 1918 4787

PORTAMECHAS

DIÁMETRO EXTERIOR / INTERIOR Milímetros 165 / 70 241 / 76 108 / 50

PESO Kg/m

CAPACIDAD Litros/metro 40 4,5 2

LONGITUD Metros 295 150 238

CASING


PESO Kg/m 65 101 67,5

GRADO C-95 J-55 V-150

PRESIÓN INTERNA FLUENCIA (100%) Kg/cm2 528 243 1441

PVV Casing Metros 1525 947 4572

PM Casing Metros 1555 947 4762

DIÁMETRO DE POZO (trépano) Milímetros 216 311 158

PROFUNDIDAD DE POZO

PVV Metros 3020 2048 4828

PM Metros 3160 2067 5024



DATOS DE POZOS TIPO TERMINACIÓN PARA EJERCICIOS

UNIDAD POZO 1 POZO 2 POZO 3

BOMBA 1

MEDIDAS Pulgadas 4 1/2 x 8 4 1/2 x 8 6 x 10

TIPO Dúplex Dúplex Triplex


BOMBA 2

MEDIDAS Pulgadas 4 1/2 x 8 4 1/2 x 8 6 x 10

TIPO Dúplex Dúplex Triplex


PRESIÓN MÁXIMA DE BOMBEO Kg/cm2 352 352 352

PRESIÓN ÁRBOL / BOP Kg/cm2 352 352 704

DENSIDAD FLUIDO ANULAR Gr/Litro 1284 1176 1644

PRESIÓN DE FORMACIÓN Kg/cm2 391 176 522

DENSIDAD FLUIDO ENS. INTEGRIDAD Gr/Litro 1740 1608 1908

TUBING

DIÁMETRO EXTERIOR / INTERIOR Milímetros 101/84 73 / 62 89 / 74

PESO Kg/m 21 9,5 15

GRADO N-80 J-55 N-80

APLASTAMIENTO (100%) Kg/cm2 785 541 853


CAPACIDAD Litros / metro 6 3 4,5

PUNTO DE CIRCULACIÓN

PVV Metros 2972 No 3158

PM Metros 3002 No 3334

PROFUNDIDAD DE TUBING

PVV Metros 3008 1493 3165

PM Metros 3039 1493 3342

CASING


PESO Kg/m 56,5 56,5 67,5

GRADO N-80 K-55 N-80


CAPACIDAD Litros/metro 18 18 21

PVV Casing Metros 3078 1545 3214

PM Casing Metros 3109 1545 3391

PACKER Colocado en

PVV Metros 3005 1490 3159

PM Metros 3036 1490 3336

PUNZADO SUPERIOR

PVV Metros 3017 1496 3183

PM Metros 3048 1496 3363

PUNZADO INFERIOR

PVV Metros 3048 1515 1893

PM Metros 3078 1515 1893


TABLAS DE ESPECIFICACIONES DE BOMBAS 1

TABLAS DE ESPECIFICACIONES DE BOMBAS

ÍNDICE

MARCA PÁG.

BETHLEHEM.............................................................................................................. 2-3

CARDWELL................................................................................................................ 3

CONTINENTAL - EMSCO.......................................................................................... 3-7

GARDNER - DENVER............................................................................................... 7-9

IDECO........................................................................................................................ 9-12

NATIONAL................................................................................................................. 13-16

“OILWELL” & WILSON - SNYDER............................................................................ 16-19

OPI PUMPS............................................................................................................... 19-20

SKYTOP - BREWSTER............................................................................................. 20

WHELAND................................................................................................................. 21

WILSON..................................................................................................................... 21-22

WIRTH....................................................................................................................... 22

Áreas de boquillas en pulgadas cuadradas.............................................................. 22


15 - GLOSARIO 15-1

Capítulo 15 - GLOSARIO

A

Abandonado temporariamente - Pozo cerrado temporariamente pero no taponado.

Abierto - 1. Con referencia a un pozo, aquel que no está entubado. 2. Aquel donde no se ha bajado sondeo o tubing.

Absorción - La penetración o aparente desaparición de moléculas o iones de una o más substancias en el interior de un sólido o un líquido. Por ejemplo, en el caso de la bentonita hidratada, el agua plana atrapada entre las capas de apariencia similar a la mica es el resultado de la absorción.

Acelerador de fragüe - Aditivo químico que reduce el tiempo de fragüe del cemento. Ver materiales de cementación.

Acelerador de tijera - Herramienta hidráulica que se utiliza junto con una tijera y que se enrosca a la columna de pesca por encima de la tijera para aumentar el impacto o el poder del golpe.

Acidez - El grado relativo de acidez de una substancia, medida por pH. Un valor de pH menor que 7. Ver pH.

Acidificar - Tratar una formación de piedra caliza petrolífera u otro tipo de formación, mediante la utilización de una reacción química con ácido, con el fin de aumentar la producción. Se inyecta a presión ácido clorhídrico u otro ácido. Este ácido ataca la roca, agrandando los espacios porales y los pasajes a través de los cuales fluyen los fluidos de la formación. Luego se bombea el ácido al exterior, y se pistonea el pozo, para luego ponerlo a producir. Con el ácido se combinan aditivos químicos e inhibidores para que reaccionen en forma selectiva con la roca de la formación sin afectar el equipamiento metálico del pozo.

Ácido - Todo compuesto químico que contenga hidrógeno que pueda ser reemplazado por elementos positivos o radicales para formar sales. En términos de la teoría de la disociación, es un compuesto que, al disociarse en solución, produce un exceso de iones de hidrógeno. Los ácidos bajan el pH. Son ejemplos de ácidos y substancias acidas: el ácido clorhídrico, el ácido tánico, el ácido de pirofosfato de sodio.

Ácido clorhídrico - Compuesto ácido que se suele utilizar para acidificar rocas de carbonato. Se prepara mezclando gas de cloruro de hidrógeno y agua. También se lo conoce como ácido muriático. El símbolo químico es HCL.

Acido fluorhídrico clorhídrico - Mezcla de ácidos que se utiliza para eliminar el lodo del pozo.

Ácido fórmico - Acido orgánico simple que se utiliza para acidificar pozos de petróleo. Es más fuerte que el ácido acético, pero menos corrosivo que el ácido fluorhídrico o el clorhídrico. Se lo suele utilizar en pozos de altas temperaturas.

Acido para remover revoque de inyección - Mezcla de ácido clorhídrico y ácido fluorhídrico con agentes tensoactivos que se utiliza para eliminar el lodo del pozo.

Ácido tánico - El ingrediente activo del quebracho y de otros sustitutos del quebracho.

Activadores de tensión superficial -.

Acumulador - En un equipo de perforación, el acumulador almacena fluido hidráulico bajo presión de nitrógeno comprimido, para el cierre del BOP en casos de emergencia. El acumulador es un recipiente o tanque (botellón) que se utiliza para recibir y almacenar temporariamente líquidos que se utilizan en procesos continuos en plantas de producción. El acumulador por goteo recoge los hidrocarburos líquidos que provienen de la condensación de un gas húmedo que circula por una cañería. En algunos países, se llama acumulador a una batería de almacenamiento de energía eléctrica.)

Adherencia a las paredes - Ver adherencia por presión diferencial.

Adhesión - La fuerza que hace que moléculas disímiles se mantengan unidas.

Aditivos para pérdida de circulación - Materiales que se agregan al lodo para controlar o impedir la pérdida de circulación. Estos materiales se agregan en cantidades variables y se clasifican en fibras, escamas o granulados.

Afluencia - El flujo de fluidos de la formación al interior del pozo.

Agarre simple - Descripción de empaquetadores (packers) con un sistema de cuñas para el soporte de peso y presión desde arriba únicamente.

Agente espumante - Substancia que produce burbujas bastante estables en la combinación aire-líquido debido a la agitación, aireación o ebullición. En perforación con aire o con gas, se utilizan agentes espumantes para convertir la afluencia de agua en espuma aireada. Este procedimiento se suele llamar "perforación con niebla".

Agente floculador - Substancias que tienen la capacidad de espesar un fluido de perforación (son agentes


15 - GLOSARIO 15-2

floculadores la mayoría de los electrolitos, algunos polisacáridos, ciertos polímeros sintéticos o naturales) En fluidos plásticos Bingham, el punto de fluencia y la fuerza gel aumentan.

Agente humectante - Substancia o compuesto que, al agregarse a un líquido, aumenta la expansión del mismo en una superficie o la penetración del líquido en un material.

Agente tensoactivo - Substancia que afecta las propiedades de la superficie de un líquido o un sólido al concentrarse en la capa superficial. Los agentes tensoactivos reducen la tensión superficial, lo que aumenta la capacidad de penetración del fluido y la humectabilidad. Los agentes tensoactivos son de utilidad porque con ellos se puede garantizar que la superficie de una substancia u objeto quede completamente en contacto con la superficie de otra substancia.

Agregado - Grupo de dos o más partículas individuales que se mantienen fuertemente unidas. Los agregados se mantienen estables aunque se los someta a agitación normal, batido o llevados a condición de polvo o suspensión. Se los puede romper mediante tratamientos más drásticos, tales como molienda/trituración del polvo o por corte/sacudida de la suspensión.

Agua de emulsión de petróleo - Fluido de perforación con un contenido de petróleo que suele mantenerse entre un tres y un siete por ciento y, de vez en cuando, por encima del diez por ciento (el porcentaje puede ser bastante superior). El petróleo se emulsifica en agua dulce o salada con un emulsificador químico. A veces, puede agregarse CMC, almidón o caucho a los sistemas de agua dulce o salada.

Agua intersticial - El agua original que queda retenida en los espacios porales (o intersticios) de una formación desde el momento de su creación, diferente de las aguas migratorias que fluyeron hasta los depósitos después de su creación.

Aguas marginales - El agua que está en contacto con el borde del petróleo en el horizonte inferior de una formación.

Ahogar - 1. En perforación/servicio de pozos, evitar un reventón inminente, llevando a cabo las medidas preventivas necesarias (por ejemplo, cerrar el pozo con los preventores de reventones, circular la surgencia al exterior y aumentar la densidad del fluido de perforación/terminación/reparación). 2. En producción, detener la producción de gas y petróleo de un pozo para permitir su reacondicionamiento.

Ahogar un pozo - Controlar un pozo que sufre un reventón. También es el procedimiento de circular agua y lodo por un pozo terminado antes de comenzar las operaciones de servicio de pozo.

Aislar - Colocar empaquetadores por arriba y por debajo de una zona de interés.

Alambique/retorta para lodo - Instrumento que se utiliza para destilar petróleo, agua y otros materiales volátiles para determinar los contenidos de petróleo, agua y totales de sólidos en porcentaje de volumen.

Alivianar el pozo - Circular un fluido de menor densidad para subbalancear la presión de la formación y así iniciar el flujo.

Alojamiento de interior pulido - (AIP) un componente de la columna del casing que sirve para facilitar el apoyo del tubing de producción (casing).

Alojar - Bajar barras/tubing y asentarlos en una herramienta de pozo abajo.

Análisis de lodo - Examen y ensayo del fluido de perforación para determinar sus propiedades físico-químicas.

Análisis de tamizado - Sirve para determinar los porcentajes relativos de substancias, por ejemplo: los elementos sólidos en suspensión de un fluido de perforación que pasan por una sucesión de mallas de tamaños cada vez menores o que son retenidos. El análisis se puede efectuar mediante métodos húmedos o secos. También conocido como "análisis tamiz".

Análisis de testigos - Análisis de laboratorio de una muestra testigo corona para determinar la porosidad, permeabilidad, litología, contenido de fluido, ángulo de inclinación, edad geológica y probable productividad de la formación.

Ancla - Mecanismo que evita el movimiento ascendente de ciertas piezas del equipamiento instalado en un pozo. Una bomba de varillas puede utilizar un ancla mecánica para fijarse a un niple de asiento.

Anclaje hidráulico - Accesorio o parte integral de un empaquetador que se utiliza para limitar el movimiento ascendente del empaquetador bajo presión.

Anclar - Asegurar la cabeza de pozo u otros componentes.

Ángulo de desviación - En perforación dirigida, el ángulo en el que se desvía el pozo con respecto al eje vertical mediante el uso de una cuña desviadora u otra herramienta de desviación. Ver cuña desviadora.

Anhidrita - Ver Sulfato de Calcio. En el curso de una perforación se suele encontrar anhidrita. Suele presentarse como intrusiones delgadas o formaciones masivas.

Anhidro - Sin agua

Anillo "O" - Sello circular muy común en la industria petrolera, que requiere deformación (inyección a presión)


15 - GLOSARIO 15-3

para energizar y sellar.

Anillo guia - Anillo cilindrico de metal que se utiliza para guiar a los empaquetadores a través de obstrucciones en el casing.

Antepozo - Pileta que proporciona una separación adicional entre el piso del equipo y la cabeza del pozo, donde se ubica parte de la instalación de los preventores de reventones, etc. También sirven para colectar agua de drenaje y otros fluidos para su posterior eliminación.

Antiespumante - Substancia que se utiliza para evitar la formación de espuma aumentando en gran medida la tensión de superficie.

Anulus o espacio anular - El espacio entre la columna de sondeo y la pared del pozo o del casing.

Aparejo - Todo ensamblaje de poleas que forme parte de una única estructura. En mecánica, una o más poleas, o roldanas, montadas para rotar en un único eje. La corona de la torre o mástil (crown block) es un ensamblaje de roldanas montadas en vigas en la parte superior de la torre. El cable de perforación se pasa por las roldanas de la corona de torre en forma alternada con las roldanas del aparejo. El cable de perforación sube y baja el aparejo que está en la torre o mástil. Cuando se colocan elevadores en el gancho del aparejo, y cuando se enganchan barras de sondeo a los elevadores, se pueden subir y bajar las barras que están en la torre.

Aparejo para enroscar/cabeza giratoria - Dispositivo conectado al eje del cuadro de maniobras, que se utiliza como fuente de energía para enroscar barras, por lo general está del mismo lado que el perforador en el cuadro de maniobras.

Aparejo rápido - Motón móvil de sacada continúa de dos velocidades que permite que un elevador tome los tiros a medida que se los desenrosca mientras el motón móvil continúa su movimiento.

API - - Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute)

API segundos - Unidad de viscosidad medida con un embudo Marsh de acuerdo con el procedimiento API. Ver API RP 13B y Viscosidad de embudo Marsh.

Aprisionamiento - Condición por la cual barras de sondeo, casing u otros dispositivos quedan atrapados en el pozo. Puede ocurrir durante la perforación, cuando se esta bajando casing o cuando se están sacando las barras de sondeo. Cuando esto sucede, con frecuencia es necesario realizar operaciones de pesca.

Araña - Dispositivo circular de acero con cuñas que sostienen una columna suspendida de barras de sondeo, casing o tubing. La araña puede ser de una sola pieza o dividida.

Árbol de Producción / Árbol de Surgencia - Las válvulas de control, manómetros y estrangulador conectados en el extremo superior de un pozo para controlar el flujo de petróleo y gas una vez que concluyen las operaciones de perforación y terminación.

Arcilla - Tierra plástica, blanda, de colores variados, por lo general es un hidrosilicato de alúmina, que se forma por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio. Ver también Attapulgita, Bentonita, de Alto Rendimiento, de Bajo Rendimiento, y arcillas naturales. Los minerales de arcilla son esencialmente insolubles en agua, pero bajo condiciones tales como hidratación, fuerzas de corte como la pulverización, efectos de la velocidad, se dispersan en partículas extremadamente pequeñas, que van desde tamaños inferiores a 1 micrón hasta 100 micrones.

Arcilla Atapulgita - Arcilla coloidal, viscosificadora, que se utiliza principalmente en lodos de agua salada. La atapulgita, una variedad de arcilla, es un hidrosiíicato de aluminio y magnesio.

Arcilla de perforación de alto rendimiento - Clasificación que se da a un grupode preparados de arcillas de perforación comerciales cuyo rendimiento es de 35 a 50 bbl/tonelada. Este es un grupo intermedio entre la bentonita y las arcillas de bajo rendimiento. Estas arcillas se preparan por peptización de arcillas de montmorillonite de calcio de bajo rendimiento o, en algunos casos, mezclando bentonita con la arcilla de bajo rendimiento peptizada.

Arcilla plástica - Toda formación relativamente pegajosa, como la arcilla, que se encuentre durante la perforación.

Arcillas de bajo rendimiento - Arcillas comerciales generalmente del tipo de la montmorillonita de calcio cuyo rendimiento es de alrededor de 15 a 30 barriles por tonelada.

Arcillas naturales - Arcillas naturales, en contraposición a las comerciales, son aquellas que se encuentran al perforar varias formaciones. El rendimiento de estas arcillas es muy variable y pueden ser incorporadas a discresión en el sistema de lodo

Area - Campo potenclalmente productor de hidrocarburos.

Área de perforación - Una o varias concesiones de terrenos adyacentes que constituyen una unidad de superficie suficiente como para justificar la perforación de un pozo exploratorio.

Arena - Material blando en grano que resulta de la desintegración de rocas, por lo general de sílice.


15 - GLOSARIO 15-4

Arena gasífera - Estrato de arena o piedra arenisca porosa de donde se puede extraer gas natural.

Arena productora o formación productora - Formación productora a nivel comercial que, por lo general, no constituye ni siquiera arenisca. También denominada zona productora o de producción.

Arena, control de - Idem empaquetadura de grava.

Arena, filtro de - Unión filtro colocado frente a las perforaciones para el control de arena.

Arena, mapa de espesor de - Mapa de contorno que muestra el espesor de las arenas subterráneas.

Arenisca - Roca detríctica y sedimentaria compuesta por granos de arena individuales (el más común es el cuarzo) que se cementan juntos por acción del sílice, carbonato de calcio, óxido ferroso, etc. La arenisca es una roca común en la que se acumula tanto el petróleo como el agua.

Aro calibre - Aro cilindrico de metal que se utiliza para guiar y centrar empaquetadores y herramientas en el interior del casing.

Aro cuña - Sistema de cuña en configuración de anillo.

Aro de apoyo - Aro cilindrico, generalmente con forma de 'V que se utiliza como refuerzo (o apoyo) de un miembro sellador, para evitar su expulsión en caso de temperaturas o presiones altas.

Asa (Grillete)- Elemento de acero de sección circular (similar al asa de un balde, pero mucho más grande) que sirve de sostén de la cabeza de inyección y que permite conectarla al gancho. En algunas ocasiones, las dos barras cilindricas que sirven de sostén de los elevadores (amelas) y que los sujetan al gancho también se denominan "asas”.

Asbesto - Término que se aplica a muchos minerales de silicatos fibrosos, algunos de los cuales se utilizan en cierto tipo de fluidos de perforación.

Asentar el casing - Instalar el casing de manera que quede sostenido por cuñas en la cabeza de casing. Generalmente, el casing se asienta sobre la cabeza de casing en la misma posición en la que estaba colgando cuando el tapón de cemento alcanzo su punto más bajo. Ver cabeza de casing y cuñas.

Asentar peso - Bajar la columna de trabajo/tubing al empaquetador (packer).

Asfalto - mezcla natural o mecánica de bitúmenes sólidos o viscosos que se encuentran en estratos naturales o se obtienen como residuo de petróleo. Asfalto, mezclas que contienen asfalto, y materiales asfálticos alterados (por ej. asfalto soplado, o modificado químicamente), todos estos elementos se agregan a ciertos fluidos de perforación con propósitos muy diferentes; como componente de lodos de base-petróleo, material de pérdida de circulación, agente de control de pérdida de fluido, agente de revoque de paredes, etc.

Asiento de casing - La ubicación del extremo inferior de una columna de casing cementada en un pozo. Habitualmente, en este punto se enrosca un zapato en el extremo del casing.

Atrapar muestras - Obtener recortes para información geológica a medida que el trépano penetra en la formación. Las muestras se obtienen del fluido de perforación, a medida que este emerge a la superficie o, en perforación con herramienta de cable, de la cuchara/achicador. Se lavan los recortes cuidadosamente hasta que quedan limpios de elementos extraños; se los seca y se les coloca una etiqueta en donde se indica la profundidad a la que se tomaron las muestras.

Ayudante de boca de pozo - Operario que trabaja en el piso del equipo.

B

Backside - El área encima del empaquetador, entre el diámetro interno del casing y el diámetro externo del tubing.

Bache - Bombear una determinada cantidad de una substancia (por ejemplo, cemento o ácido) a un intervalo específico del pozo. Por ejemplo, se pueden bombear 10 barriles de diesel oil a un área del pozo para liberar portamechas que se atascaron en las paredes del pozo.

Bajada de tubería bajo presión del pozo - Bajar el sondeo cuando el pozo está cerrado por causa de una surgencia.

Bajar bajo presión del pozo (snub). - Bajar tubería o herramientas en un pozo que no ha sido ahogado, en condiciones de alta presión (por ejemplo, bajar tubería en un pozo contra presión). El "snubbing" generalmente requiere de un conjunto de aparejos y cable de acero que fuerzan la tubería o las herramientas dentro del pozo a través de una cabeza limpiadora o preventor de reventones hasta que la columna alcance el peso suficiente para compensar en el stripper el efecto levantador de la presión del pozo. Ver stripper head.

Balanza de lodo - Balanza de brazos que se utiliza para determinar la densidad del lodo. Consta principalmente de una base, un brazo graduado con una copa de volumen constante, tapa, rider, knife edge y contrapeso.

Baritina - Sulfato de bario natural (BaSO4) que se utiliza para aumentar la densidad de los fluidos de perforación.


15 - GLOSARIO 15-5

Si se requiere, se lo puede mejorar con aditivos para que alcance una gravedad específica de 4.20 (es decir, 4.2 veces más pesado que el agua). Este material suele presentarse en vetas blancas, grisáceas, verdosas y rojizas, o en masas cristalinas.

Barra de peso - Barra pesada que se coloca sobre o cerca de una herramienta de cable de perfilaje. Le brinda el peso suficiente a la herramienta para facilitar su bajada al pozo.

Barras de sondeo - Tubería gruesa, sin costura que se utiliza para rotar el trépano y circular el fluido de perforación. Se conectan tiros de tubería de 30 pies (9,144 m) de largo por medio de las uniones.

Barras de sondeo con unión lisa - Barras de sondeo en las que el diámetro externo de la unión es igual al diámetro externo del caño. La unión también puede ser lisa en lo que respecta al diámetro interno.

Barril - Unidad de volumen para productos de petróleo. Un barril equivale a 42 galones US o 0,15699 metros cúbicos. Un metro cúbico equivale a 6,2897 barriles.

Barriles por día - Medida del caudal de flujo de un pozo; el total de la producción o procesamiento de petróleo de un pozo por día.

Base - Compuesto de metal, o de un grupo del tipo de los metales, con hidrógeno y oxígeno en proporción como para formar un radical de OH, que se ioniza en una solución acuosa, produciendo un exceso de iones hidróxilos. Las bases se forman cuando los óxidos de metales reaccionan con el agua, las bases aumentan el pM. Ejemplos de bases son la soda cáustica y la cal.

Bentonita - Arcilla plástica, coloidal, constituida en su mayor parte por el mineral montmorilonita de sodio (un silicato de aluminio hidratado) que se expande cuando se humedece. Debido a sus propiedades de formación de gel, la bentonita es un componente importante de los lodos de perforación. Para su uso en fluidos de perforación, la bentonita tiene un rendimiento que sobrepasa los 85 bbl/ton. El término genérico "bentonita" no es un término exacto desde el punto de vista mineralógico, ni tampoco es la arcilla de composición mineralógica definida.

Bicarbonato de Sodio - NaHC03 - Material de uso común para el tratamiento de contaminación del cemento y ocasionalmente contaminación de calcio en los fluidos de perforación. Es la sal de sodio de media neutralización del ácido carbónico.

Bicromato de Sodio - Na2Cr2O7 - También denominado "dichromato de sodio"

Bloque de arrastre - Accesorios que se utilizan para proporcionar "arrastre" a una herramienta. Similares a los resortes de arrastre, pero más resistentes.

Bloqueo por agua - Reducción de la permeabilidad de una formación (por la presencia de una acumulación de agua).

Bloqueo por gas - Condición que se encuentra a veces en un pozo en bombeo en el que un gas disuelto que se liberó de una solución durante el movimiento ascendente del émbolo, aparece como gas libre entre las válvulas. Si la presión del gas es suficiente, la válvula fija se cierra y, por lo tanto, no entra fluido al tubing.

Bolsillo lateral - Unión compensadora de paredes pesadas en la columna de producción para colocación de válvulas de gas lift, etc.

Bolsón - Término que describe una surgencia en oleadas/bocanadas.

Bomba - Instrumento que aumenta la presión de un fluido. Las distintas clases de bomba son: alternativa, centrífuga, giratoria, de chorro de agua, de varilla de succión, hidráulica, de lodo, sumergible y de fondo de pozo.

Bomba alternativa - Bomba que consiste en un pistón que se mueve en sentido vertical y horizontal. El cilindro cuenta con un equipamiento con válvulas de entrada (succión) y de salida (descarga). Durante la embolada de succión, las válvulas de succión se abren y el fluido se vierte en el cilindro. Durante la descarga, las válvulas de succión se cierran, las de descarga se abren y el fluido sale con fuerza del cilindro.

Bomba centrífuga - Bomba provista de un propulsor o rotor, un eje y una cubierta, que descarga fluido por fuerza centrífuga.

Bomba de tubing - Bomba de varillas en la que el cilindro está conectado al tubing.

Bomba de unidad de cierre - Otro término para designar a una bomba eléctrica o hidráulica ubicada en un acumulador cuya función es bombear fluido de alta presión a los preventores de reventones para cerrarlos o abrirlos.

Bomba de varillas - Conjunto de pozo abajo que se utiliza para elevar fluido hacia la superficie por la acción recíproca de la columna de varillas de bombeo. Los componentes básicos son el cilindro de bomba, el émbolo, las válvulas y el anclaje pendular. La bomba de tubing, en la que el cilindro está conectado al tubing, y la bomba ¡nsertable, que se baja al pozo como una unidad completa, son dos tipos de bombas de varillas.

Bomba duplex - Bomba recíproca que consta de dos pistones y dos cilindros, de uso muy difundido como bomba de lodo equipos de perforación.


15 - GLOSARIO 15-6

Bonete - En los preventores de esclusas, el componente que sella la parte posterior del cilindro de la esclusa.

BOP - Iniciales de blowout preventer, preventor de reventones.

Boquilla- Conducto a través del trépano que permite que el fluido de perforación llegue al fondo del pozo y empareje los cortes a través del espacio anular. Las boquillas presentan diferentes tamaños que pueden intercambiarse de acuerdo con el trépano para permitir mayor o menor flujo.

Brida - Borde o reborde (presente en las conexiones de tubería y en las bocas de bombas y recipientes) que se proyecta en ángulo recto y que sirve de refuerzo o conexión con otra pieza. Las bridas tienen orificios para ajustarías con pernos a otras bridas.

Brida aisladora - Brida provista de piezas de plástico que aislan las piezas metálicas con el fin de impedir el flujo de corriente eléctrica. Se las suele utilizar en sistemas de protección catódica para evitar la corrosión electrolítica. A menudo se las instala cuando se está conectando una línea de salida a la cabeza del pozo.

Brida con aro - Tipo de conexión especial con bridas en la que un anillo de metal (apoyado en una ranura de la brida) cumple la función de sello a presión entre las dos bridas.

Buje - Accesorio de tubería que permite conectar dos secciones de tubería de diferentes tamaños.

Buje de estrangulación - Accesorio tubular que se utiliza en un estrangulador de superficie. Estrangulador que se utiliza para regular el flujo de un pozo. Ver estrangulador.

Buje de impulso del vastago de perforación - Dispositivo especial conectado al buje rotativo que transmite torque al vastago de perforación y simultáneamente permite el movimiento vertical del vastago para poder perforar. Puede ser cuadrado o hexagonal y encajar en la abertura rotativa o puede estar provisto de uniones macho para transmitir torque. También se lo llama buje de transmisión.

Buje de transmisión - También llamado buje del vastago.

Buje maestro - Dispositivo que forma parte de la mesa rotativa. En el encajan las cuñas, y sirve para impulsar el buje del vastago de perforación, de manera de transmitir el movimiento de lamesa rotativa al vastago de perforación. También llamado buje rotativo.

Bullheading (Inyección de fluido sin purga) - 1. Término que designa la operación de bombeo al interior de un pozo cerrado sin retornos. 2. Impulsión forzada de fluido al interior de un pozo.

BUNA-N - Caucho de nitrilo que se usa habitualmente en yacimientos petrolíferos como sello elastómetro, es decir en O-rings, V-rings, etc.

Butano - Hidrocarburo parafínico, C4H10, que en condiciones atmosféricas es un gas, pero que bajo presión se licúa con facilidad. Es un elemento constitutivo del gas licuado de petróleo. Ver gas licuado de petróleo.

C

Cabeza de casing - La sección de la columna de casing de paredes más gruesas, generalmente ubicada justo por debajo de los preventores o el árbol.

Cabeza de casing - Accesorio de acero, pesado, embridado, que contiene cuñas y empaquetaduras del que se suspenden secciones intermedias de casing y se sella el espacio anular. También se lo llama carretel.

Cabeza de circulación - Dispositivo conectado al extremo superior del sondeo o del tubing, cuya función es permitir el bombeo al interior del pozo sin necesidad de usar el vastago de perforación.

Cabeza de control - Extensión de una herramienta recuperable, por ejemplo un tapón puente recuperable, que se utiliza para fijar y liberar la herramienta.

Cabeza de inyección - Herramienta rotativa que cuelga del gancho rotativo y del motón móvil de aparejo, de la que se suspende la columna de sondeo, lo que permite la libre rotación de la misma. También proporciona una conexión para la manguera de inyección y un pasaje para el flujo de fluido de perforación al interior de la columna de sondeo.

Cabeza de pozo - El equipamiento que se utiliza para mantener el control del pozo en superficie. Está formado por la cabeza del casing y el árbol de producción.

Cabeza de tubing - Accesorio embridado que sostiene la columna de tubing, sella y bloquea la presión entre el casing y el exterior del tubing y provee una conexión que sostiene al árbol de producción.

Cabeza empaquetadora - Dispositivo de prevención de reventones constituido por un casquillo y empaquetadura atornillados a la cabeza de pozo. Se lo suele utilizar para sellar el espacio anular entre el tubing y el casing.

Cabeza giratoria - Elemento sellador utilizado para cerrar el espacio anular alrededor del vastago al perforar con presión la superficie; por lo general, se la instala por encima de los preventores de reventones principales. Evita la formación de nube de polvo o de fluidos alrededor del rotary. La cabeza giratoria permite seguir


15 - GLOSARIO 15-7

perforando, incluso cuando hay una presión tal en el annulus que no puede ser superada por la densidad del fluido de perforación. Además, la cabeza giratoria impide que el pozo experimente un reventón. Se utiliza principalmente para la perforación de formaciones con presión baja y fluidos de alta presión. La velocidad de invasión a través de tales formaciones suele ser rápida.

Cable de pistoneo - Cable de acero con gran capacidad para extracción de cargas, en contraposición al cable conductor eléctrico de acero. Se utiliza en equipos para servicio de pozos con el objeto de operar un pistón o cuchara. Suele medir entre 9/16 pulgadas de diámetro y varios pies de longitud.

Cable/alambre - Pieza de metal de tipo varilla, generalmente de diámetro reducido, que se utiliza para bajar herramientas especiales al pozo (tales como sondas de perfilaje, cañones de punzamiento, etc.).

Caja de prensaestopa - Parte metálica que comprime y sostiene la empaquetadura en su lugar en una caja de estopas.

Cal - Presentación comercial del hidróxido de calcio.

Cal rápida • Oxido de calcio (CaO). Se utiliza en determinados lodos a base de petróleo para neutralizar el ácido orgánico.

Calcio - Una de las tierras alcalinas, cuya valencia es 2 y su peso atómico alrededor de 40. Los compuestos de calcio suelen ser responsables de la dureza del agua. También es un componente de la cal, el yeso, la piedra caliza, etc.

Calibre no pasa - Medidor que se corre pozo abajo para comprobar dimensiones. (No-go)

Caliper - Registro cuyo objetivo es determinar el diámetro del pozo, que sirve para indicar agrandamientos debido a derrumbes, inundación u otras causas. Este perfilaje también detecta corrosión en sus diversas formas en los accesorios tubulares.

Calor específico - El numero de calorías que se requiere para elevar en 1 grado centígrado la temperatura de 1 gramo de una substancia. El calor específico de un fluido de perforación es un indicador de la capacidad del fluido de enfriar el trépano a un caudal de circulación determinado.

Cambio de esclusas - Acto de cambiar el tamaño de las esclusas del preventer de reventones cuando se opera con barras de sondeo o tubing de un tamaño diferente al que se estaba usando previamente.

Camisa de bomba - Sección metálica, cilindrica de dimensiones exactas, que forma el barril de trabajo o ciertas bombas alternativas. Las camisas de bomba brindan la posibilidad de reemplazar las camisas desgastadas a bajo costo y, en algunas bombas, constituyen un método adecuado para el cambio de caudal y presión de las bombas. Las secciones, utilizadas en algunos tipos de bomba de pozos petrolíferos permiten instalar, sin demora, una bomba de pozo de cualquier tipo de longitud de embolada al agregar secciones extremo a extremo.

Camisa de Separación - Camisa diseñada para aislar al tubing del flujo del anulus en caso que la unión de circulación deslizable dejara de operar.

Campana de pesca - Unión o junta de acero, con rosca interna, que se utiliza para recuperar tubería del pozo en operaciones de pesca; contraparte hembra del pescador de rosca macho. La campana de pesca se enrosca en el sondeo y se baja al pozo hasta que hace contacto con la tubería perdida. La rotación de la campana de pesca hace una rosca en la parte exterior de la tubería, lo que proporciona una conexión firme. Luego se retira la tubería del pozo.

Campana terraja- Herramienta de rosca hembra, cónica, autoenroscable, que se atornilla en forma externa a una pesca para recuperarla.

Canalización - Fenómeno que suele ocurrir en un pozo de inyección en el que el fluido que se está inyectando no entra en contacto con el reservorio en su totalidad, sino que desvía porciones de los fluidos del reservorio formando canales en forma de dedos. Este fenómeno no es deseable porque no hay contacto entre algunas porciones del reservorio y el fluido inyectado.

Canasta - Dispositivo que se coloca justo encima del trépano o de la fresa en la columna de sondeo para atrapar pequeños desechos no perforables que circulan por el espacio anular

Canasta calibradora de cable/alambre - Herramienta que se utiliza para calibrar el casing, además de limpiarlo de residuos y detritos cuando se la utiliza con un atrapador de residuos.)

Cangrejo - Herramienta de pesca que se utiliza para rescatar tubería perdida en un pozo. El cangrejo se baja al pozo por dentro de la tubería perdida, y cuando se aplica torque o peso o ambos a la columna, las cuñas del cangrejo se expanden y aferran la pared interior de la tubería. Luego toda la columna se saca a superficie.

Cañería guía - La primera columna de casing (luego del caño conductor) que se asienta en un pozo, con una longitud que puede ser de varios cientos o de varios miles de pies. Algunos estados exigen una longitud mínima para proteger las arenas de agua potable.

Cañería lavadora - Cañería del tamaño apropiado para la pesca en pozo abierto o en casing o para lavar o


15 - GLOSARIO 15-8

perforar la obstrucción de manera de liberar la pesca.

Caño conductor - 1. Columna corta de casing de diámetro grande que se utiliza para mantener abierto el extremo superior del pozo y para derivar el fluido de perforación ascendente a las piletas de lodo.

Caño de cola - 1. Sección corta de caño espaciador que se utiliza por debajo de una herramienta de inyección a presión durante cementaciones de reacondicionamiento. 2. Caño que se corre en un pozo por debajo de un empaquetador.

Caño filtro - También denominado tubo filtro.

Cañón de punzamiento - Dispositivo explosivo con cargas o balas moldeadas, que se corre hasta la profundidad deseada en el pozo y se detona para crear agujeros de invasión en el casing, en al área cementada y en la formación.

Cañón semi-consumible - cañón de punzamiento a través del tubing; no recuperable.

Capataz de perforación - Supervisor de las operaciones de perforación y reparación en un equipo; también llamado jefe de pozo.

Características de filtración - Características de filtración de un lodo de perforación. Generalmente, estas características están en proporción inversa al diámetro del revoque depositado en la superficie de un medio poroso y a la cantidad de filtrado que se pierde del fluido de perforación.ya sea en el medio poroso o a través del mismo.

Carbonato de Calcio - CaCo3- Sal de calcio insoluble que a veces se utiliza como densificador (piedra caliza, conchas de ostras, etc.) en fluidos de perforación especializados.

Carbonato de Sodio - NasCO3 - Material de uso común para el tratamiento de varias clases de contaminación de calcio. Generalmente se lo denomina "ceniza de soda”. Cuando se agrega carbonato de sodio a un fluido, aumenta el pH del fluido por hidrólisis. Puede agregarse carbonato de sodio al agua salada (NaCI) para aumentar la densidad de la fase del fluido.)

Carburo tungsteno - Polvo cristalino fino, muy duro, de color gris, compuesto de carbono y tungsteno. Este compuesto se aglutina con cobalto y níquel en composiciones cementadas de carburo y se utiliza en herramientas de corte, abrasivos y terrajas.

Carga en el gancho - El peso de la tubería suspendida en el peso según el indicador de peso del equipo.

Carga moldeada - 1. Carga explosiva utilizada en punzamiento, con forma de jet para penetrar fácilmente en la pared del casing y en la formación. 2. Recipiente relativamente pequeño que contiene explosivo de alta detonación y que se carga en un cañón de punzamiento. Al detonar, la carga libera un jet de partículas pequeñas a gran velocidad que penetra el casing, cemento y la formación.

Carretel - Unión embridada que se coloca entre el preventer de reventones y la válvula de perforación y que sirve de espaciador.

Carretel Adaptador - Carretel que se utiliza para conectar a la cabeza del casing preventores de reventones de diferentes medidas presión.

Carretel de perforación - Conexión del conjunto de BOP equipada con bridas en ambos extremos. Generalmente tiene el mismo diámetro que el preventer de reventones. Puede o no tener salidas laterales para conexión con líneas auxiliares. Accesorio utilizado como espaciador en el equipamiento de cabeza de pozo. Proporciona espacio entre los diferentes componentes de la cabeza del pozo (como los preventores de reventones) de manera de poder alojar distintos dispositivos del sondeo (como las cuplas de herramientas).

Casing - Tubería de acero que se coloca en un pozo de petróleo o de gas a medida que avanza la perforación para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y para extraer petróleo si el pozo resulta ser productivo.

Casquillo de prensaestopa - Dispositivo que se utiliza para formar un sello alrededor de un vastago reciprocante o rotativo (como en una bomba) para evitar la filtración de fluido.

Caudal circulación - El volumen de caudal de flujo del fluido de perforación en circulación expresado generalmente en litros o metros cúbicos por minuto.

Caudal de ahogo - Caudal de circulación de fluido predeterminado, expresado en volumen de fluido por unidad de tiempo, que se utiliza para circular bajo condiciones de surgencia. Generalmente, el caudal de ahogo es una fracción seleccionada del caudal de circulación que se utiliza durante la perforación.

Caudal de perdida - La velocidad a la que un fluido de fracturación deja la fractura e ingresa a la formación que la rodea. Generalmente, es recomendable que los fluidos de perforación tengan un bajo caudal de pérdida, (es decir, debe ingresar muy poco fluido a la formación que se está fracturando) de manera que la fractura se pueda extender por la formación con mayor eficacia.

CBL - Perfil de adherencia de cemento.


15 - GLOSARIO 15-9

Cementación a presión - Operación de reacondicionamiento en servicio de pozos por la cual se bombea una lechada de cemento al interior de punzados abiertos, grietas en el casing, etc., con el fin de bloquearlos.

Cementación primaria - Operación de cementación que tiene lugar inmediatamente después de entubar. Se utiliza como cubierta protectora al rededor del casing, de manera de segregar la formación en producción e impedir la migración de fluidos indeseables.

Cementación secundaria - Cualquier operación de cementación posterior a la primarla. Incluye una tarea de retrotaponamiento mediante la cual se coloca un tapón de cemento en un punto determinado del pozo y se lo deja fraguar. Los pozos se taponan para cerrar el paso del agua del fondo y reducir la profundidad del pozo por otras razones.

Cemento - Mezcla de alúmina, sílice, arcillas, cal y otras substancias que se endurece cuando se la mezcla con agua. De uso intensivo en la industria petrolera para ligar el casing a las paredes del pozo. El cemento apagado contiene alrededor de un 62,5 % de hidróxido de calcio, lo que constituye la causa principal de los problemas de contaminación del lodo.

Centipoise (Cp) - Unidad de viscosidad que equivale a 0,01 poise. Un poise equivale a 1g por metro-segundo, y 1 centipoise es igual a 1 g por centímetro-segundo. La viscosidad del agua a 20 ° C es igual a 1,005 cp (1 cp = 0.000672 Ib/pie-segundo). (Centipoise)

Centralizador - Dispositivo que se utiliza para "centrar" el casing en el pozo, o el tubing en el diámetro interno del casing.

Centrifuga - Dispositivo que se utiliza para separar sólidos de alta gravedad específica de un fluido de perforación. Se utiliza usualmente con lodos densificados para recuperar el densificante y descartar los sólidos provenientes de la perforación. La centrifuga utiliza rotación mecánica de alta velocidad para lograr la separación. En esto se diferencia del separador de tipo ciclón, que solamente utiliza la propia energía del fluido para lograr la separación.

Cerrar -1. Cerrar temporariamente un pozo con capacidad para producir petróleo o gas. 2. Cerrar los preventores de reventones de un pozo para controlar una surgencia. Los preventores de reventones cierran el espacio anular de manera que la presión que viene de abajo no pueda fluir a la superficie.

Certificado por API - Herramienta que cumple con los estándares aplicables del API.

Ciclo del fluido de perforación - La duración de un ciclo, o el circuito de lodo de bajar al pozo y volver a subir, es el tiempo que tarda la bomba en impulsar el fluido de perforación en el pozo. El ciclo en minutos es igual a la cantidad de barriles de lodo en el pozo dividida por la cantidad de barriles por minuto.

Ciclón - Dispositivo para separar partículas diversas de un fluido de perforación; su uso más corriente es como desarenador. Se bombea el fluido en forma tangencial al interior de un cono; la rotación del fluido proporciona suficiente fuerza centrífuga como para separar las partículas por masa.

Cierre - 1. Efecto de cerrar las válvulas en un pozo a fin de interrumpir la producción. 2. Ahogar un pozo en el que ha ocurrido una surgencia.

Cierre blando - Cerrar un pozo cerrando un preventor de reventones con el estrangulador y la válvula de línea del estrangulador abiertos, y luego cerrar el estrangulador mientras se controla la presión de casing para que no supere los máximos recomendables.

Cierre de emergencia - Sistema de plataforma automática de cierre de SCSSV y/o SSV.

Cierre duro - Operación de cierre de pozo mediante el cierre de un preventor de reventones con el estrangulador y/o la válvula de la línea del estrangulador cerrado.

Circulación de agua salada - Influjo de agua salada desde la formación hacia el pozo.

Circulación del lodo - Acción de bombear lodo hacia abajo hasta el trépano y de vuelta hasta la superficie por circulación normal o por circulación inversa.

Circulación inversa - Retorno del fluido de perforación a través de la barra de sondeo. El curso normal de la circulación del fluido de perforación es hacia abajo de la columna de perforación y hacia arriba por el espacio anular que rodea la columna de perforación. Cuando surgen algunos problemas especiales, se suele invertir la circulación normal, haciendo que el fluido retorne a la superficie a través de la columna de sondeo o el tubing mediante bombeo hacia abajo por el espacio anular.

Circular el fondo - Desde el fondo del pozo hasta la superficie.

Cloruro de Calcio - CaCl - Sal de calcio muy soluble que a veces se agrega a fluidos de perforación para comunicarles propiedades especiales, pero fundamentalmente para densificar la fase fluida.

Cloruro de Sodio - NaCI - Conocido como sal. La sal puede estar presente en al lodo como contaminante o bien ser agregada por varias razones.

Cohesión - La fuerza de atracción entre moléculas de un mismo tipo, es decir la fuerza que mantiene unidas a las moléculas de una substancia.


15 - GLOSARIO 15-10

Colgador - Dispositivo que se utiliza para "colgar" y/o colocar herramientas en el casing o en el tubing.

Colgador de bomba - Dispositivo ubicado en el tubing, sobre todo en las cuplas, que facilita el asentamiento de bombas/de registradores de presión.

Colgador de instrumentos - Colgador que se utiliza para fijar instrumentos en un niple de asiento (registradores de presión/temperatura).

Colgador de tubería - 1. Elemento circular con una disposición para agarre friccional, utilizada para suspener el casing y el tubing en el pozo.

Colgador de tubería auxiliar de revestimiento - Dispositivo de cuñas o sostén que se utiliza para colgar las tuberías sin que toquen la pared interior del casing. Pueden ser de operación mecánica o hidráulica.

Colgador de tubing - Conjunto de cuñas dispuestas en una estructura de acero, enganchadas al extremo superior de la cabeza de pozo, que sirven de sostén de la columna de tubing suspendida.

Coloide - Estado de subdivisión de la materia que puede consistir en moléculas simples grandes o en conjuntos de moléculas más pequeñas dispersas a tal grado que las fuerzas de superficie se convierten en un importante factor determinante de sus propiedades. El tamaño y la carga eléctrica de las partículas determinan los diferentes fenómenos que se observan con los coloides, por ejemplo, el movimiento Browniano. El tamaño de los coloides va desde 1 x 107 cm hasta 5 x 10"5 cm (0,001 a 0,5 micrones) de diámetro, aunque el tamaño de las partículas de ciertos emulsoides puede alcanzar 1 micrón.

Columna - La extensión total de casing, tubing o barras de sondeo que se corren en un pozo; ej: la columna de casing.

Columna de casing - La longitud total de casing que se baja a un pozo. En pozos profundos, se requiere una gran resistencia a la tracción en las uniones superiores del casing para soportar la carga, mientras que en las uniones Inferiores se requiere una gran resistencia al aplastamiento y a la presión interna. En el medio de la columna alcanza con que estas resistencias alcancen los valores promedio.

Columna de casing intermedia - Columna de casing colocada en el pozo a continuación del casing de superficie. Su función es evitar que el pozo se derrumbe y, algunas veces, constituir una columna resistente de tubería a la que se le puedan conectar los preventores de reventones.

Columna de trabajo - Columna de barras de sondeo suspendida en un pozo, a la cual se conecta una herramienta o dispositivo especial que se utiliza para llevar a cabo una determinada tarea, como por ejemplo una inyección de cemento a presión o una operación de pesca.

Collar de flujo - Sustituto ubicado en la columna de producción para limitar las velocidades de flujo por encima y por debajo de otras herramientas de pozo abajo.

Compresión - 1. Aumento rápido de la presión de pozo abajo que se produce cuando se baja la columna de sondeo con demasiada velocidad o cuando se aumenta la velocidad de la bomba una vez comenzado el bombeo.

Concentración en iones de hidrógeno - Medida de la acidez o de la alcalinidad de una solución, expresada normalmente como pH. *Ver pH.

Concentración o contenido de sólidos - Cantidad total de sólidos en un fluido de perforación según determina la destilación, incluyendo tanto los sólidos disueltos como los que se encuentren en suspensión o no disueltos. El contenido de sólidos suspendidos puede ser una combinación de sólidos de alto o bajo peso específico y de sólidos nativos o comerciales. Ejemplos de sólidos disueltos son las sales solubles de sodio, calcio y magnesio. Los sólidos suspendidos forman el revoque; los disueltos quedan en el filtro. El total de sólidos suspendidos y disueltos se expresa comúnmente como porcentaje por volumen, y con menor frecuencia como porcentaje por peso.

Condensado - Líquido de hidrocarburo liviano obtenido por condensación de vapores de hidrocarburo. Esta compuesto (en proporciones variables) por butano, propano, pentano, y fracciones más pesadas, sin etano o pentano, o con muy poca cantidad. Ver butano, etano, metano, pentano y propano.

Conductibilidad - Medida de la cantidad de electricidad que atraviesa una unidad de área por unidad de gradiente de potencial por unidad de tiempo. Es la recíproca de la resistividad. Se le pueden agregar electrolitos al fluido de perforación para alterar su conductividad y así realizar un perfilaje.

Conectar Árbol de Surgencia - Conexiones finales del árbol de superficie y de las líneas de flujo del tubing de producción, etc.

Conjunto - Disposición vertical del equipo preventer de reventones. También llamado conjunto preventor de reventones.

Conjunto de BOP - Preventores de reventones que se utilizan para control mecánico o automatizado del pozo durante trabajos de perforación, o durante trabajos con cable/alambre.

Conjunto de lubricación - Dispositivo de superficie que se utiliza en operaciones de cable simple para mantener


15 - GLOSARIO 15-11

lubricado el cable y proporcionar grasa para el control de presión.

Conjunto del preventor de reventones - Conjunto de equipamiento de control de pozos, que incluye preventores, carreteles, válvulas y niples conectados al extremo superior de la cabeza de pozo.

Conjuntos de niples empaquetadores - Elementos senadores que se colocan en el extremo del tubing de producción y que favorecen el asiento dentro del diámetro del sello del empaquetador (packer).

Cono - Componente de una herramienta de interior de pozo, por ejemplo un packer que se utiliza para calzar las cuñas contra la pared del casing.

Contaminación - Presencia de un material extraño en un fluido de perforación que puede generarle propiedades perjudiciales.

Contaminación por calcio - Iones disueltos de calcio en suficiente concentración como para comunicar propiedades no deseadas a un fluido, tales como floculación, disminución del rendimiento de la bentonita, aumento de la pérdida de fluido, etc. Ver también Sulfato de Calcio, Yeso, Anhidrita, Cal, Carbonato de Calcio.

Contenedor de Tapón - Contenedor de superficie que se utiliza para bajar tapones de cemento bajo presión.

Contenido de arena - El contenido de arena de un fluido de perforación es el contenido de sólidos no solubles, abrasivos, desechados a través de un colador de 200 MESH. Suele expresarse como porcentaje del volumen total de arena en un fluido de perforación. Se trata de una prueba elemental porque los sólidos atrapados no necesariamente son sílice, como tampoco son todos abrasivos. Para mayor información respecto del tipo de sólidos retenidos en el colador de 200 MESH será necesario realizar más pruebas específicas.

Contenido de petróleo- El contenido de petróleo de cualquier fluido de perforación es la cantidad de petróleo existente por porcentaje de volumen.

Contrapresión (Presión de casing, Presión de estrangulador) - La presión en superficie sobre el lado del casing del sistema de flujo de barra de sondeo/espacio anular.

Contrapresión - La presión mantenida sobre el equipamiento o los sistemas por los que circula un fluido.

Control de dirección - Método de perfilaje que registra la desviación del pozo respecto del eje vertical y la dirección de dicha desviación. Una herramienta de disparo simple para control de la dirección toma una única fotografía de una brújula que indica en qué dirección y ángulo se desvía el pozo con respecto al eje vertical. Un instrumento de disparo múltiple obtiene muchas lecturas del pozo a medida que se lo saca.

Control primario de pozos - Consiste en evitar la circulación del fluido de la formación manteniendo una presión hidrostática igual o superior a la presión de la formación..

Copa para pistón de extracción - Copa de succión de goma que se corre en cable simple o que se bombea desde superficie para terminar un pozo. 2. Cilindro hueco forrado de caucho que se monta en un mandril hueco con una unión macho para conectar a la línea de pistoneo. Una válvula de retención de apertura ascendente en el extremo inferior proporciona un medio para extraer el fluido del pozo cuando la presión es insuficiente para impulsar el flujo. El pistoneo es una operación temporaria cuya finalidad es determinar si se puede hacer fluir el pozo. Si el pozo no fluye después del pistoneo, se hace necesario instalar una bomba como dispositivo elevador permanente para traer el petróleo a la superficie.

Copa probadora - Dispositivo que se enrosca en la columna de sondeo y se baja al pozo para realizar un ensayo de presión del casing y de los preventores de reventones.

Copolímero - Substancia que se forma cuando dos o más substancias polimerizan al mismo tiempo. El resultado de un producto que no es una mezcla de polímeros separados, sino un complejo que tiene propiedades diferentes a las de los polímeros que lo componen.

Correlacionar - Relacionar infromación de subsuelo obtenida de un pozo con la de otros pozos, para poder hacer un diagrama de las formaciones y llevar un registro de las diferentes profundidades y espesores. Las correlaciones se llevan a cabo mediante la comparación de perfiles eléctricos y radiactivos y de muestras testigo de diferentes pozos.

Corrosión - Proceso químico o electroquímico complejo por el cual el metal se altera o se destruye por reacción con su ambiente (agua, humedad, productos químicos, temperatura, etc.) Por ejemplo, el óxido es corrosión.

Corrosión agria - Quebradura y desgaste del metal, causado por contacto con sulfuro de hidrógeno u otro compuesto sulfúrico.

Corrosión dulce - Deterioro de un metal causado por contacto con dióxido de carbono y ácidos.

Corrosión galvánica - Tipo de corrosión que ocurre cuando una pequeña corriente eléctrica fluye desde una pieza de equipamiento metálico hasta otra. Se presenta sobre todo cuando se juntan dos objetos metálicos disímiles en un medio conductor de electricidad (por ejemplo, dos secciones diferentes de tuibería en un pozo de petróleo o de gas.

Cortador a chorro - Herramienta que se utiliza para cortar casing, barras, o tuberías atascadas o que deben ser recuperadas. Generalmente se utiliza un corte químico o con arena.


15 - GLOSARIO 15-12

Cortador de tubería interno - Herramienta de pesca que contiene cuchillas para cortar metal, que se baja por el interior de una tubería atascada en el pozo para cortarla desde adentro. Una vez cortada, se la puede traer a la superficie.

Cortador externo - Herramienta de pesca que contiene cuchillas de corte de metal que se baja al pozo por el lado externo de una tubería para cortarla. Luego la parte cortada de la tubería se puede traer a la superficie,

Corte (esfuerzo cortante) - Acción o corte resultante de aplicar fuerza sobre un cuerpo provocando el deslizamiento de dos partes adyacentes que se separan.

Corte a chorro - Procedimiento para cortar tubería atascada en el pozo mediante la detonación de cargas moldeadas explosivas similares a las que se utiliza en el punzamiento a chorro. El explosivo se baja por el interior de la tubería hasta la profundidad deseada y se lo detona. La fuerza de la explosión hace cortes horizontales radiales en la tubería, luego de lo cual se puede recuperar la porción cortada.

Corte con gas - Gas arrastrado por un fluido de perforación.

Corte químico - Método para cortar caños de acero en el interior de un pozo aplicando chorros de sustancias muy corrosivas a alta presión contra la pared del caño. El corte resultante es muy parejo.

Corte selectivo - Habilidad para determinar en forma selectiva si una herramienta se puede fijar de acuerdo a la cantidad de tornillos pernos de corte.

Costa Afuera - Que está fuera de la costa o dentro de los límites de una zona cuya extensión se considera abarca hasta tres millas desde la linea de baja marea (tal como las reservas de petróleo offshore)

Crater - Derrumbe, falla. Luego de un reventón violento, la fuerza de los fluidos que escapan del pozo crean una cavidad con forma de embudo o agujero en el suelo. En este caso se dice que un pozo "hizo cráter".

Cromato - Compuesto en el que el cromo tiene una valencia 6, por ejemplo, el bicromato de sodio. Se le puede agregar cromato a los fluidos de perforación en forma directa o como elemento constitutivo de cromo lignitos o cromo lignosulforato. En ciertas áreas está muy difundido el uso de cromo como inhibidor anódico de la corrosión, por lo general en combinación con la cal.

Cromato de Sodio - Na2CrO4 -

Crossover - Unión que se utiliza para vincular entre si diferentes tipos de conexiones roscadas; también es un dispositivo que se utiliza en herramientas de colocado de filtro de grava para permitir el "cruce" de fluidos del tubing al espacio anular y viceversa.

Cuchara - Dispositivo cilindrico alargado provisto de una válvula en el extremo inferior, que se suele utilizar con cable de cuchareo (pistoneo), y cuya función es extraer o "cucharear" arena, lodo, agua o petróleo del pozo o del tubing.

Cuchara vertedora - Dispositivo de cuchareo, generalmente del tipo de disco o del tipo charnela, que se utiliza para colocar material (por ejemplo una lechada de cemento), en el fondo del pozo.

Cucharear - Recobrar fluidos de fondo de pozo, muestras o recortes de perforación bajando hasta el fondo del pozo un recipiente cilindrico llamado cuchara o achicador, para luego llenarlo y recuperarlo.

Cuello de cisne - Conexión curva entre la manguera de inyección y la cabeza de inyección.

Cuello de pesca - Segmento de tubería que se utiliza para la pesca a mordaza en operaciones de pesca.

Cuña desviadora - Casing de acero de gran longitud que utiliza un plano inclinado para desviar el pozo en un ángulo suave. Las cuñas desviadoras se suelen utilizar en perforación direccional controlada, para enderezar pozos torcidos, y para una desviación con el propósito de esquivar una pesca no recuperada.

Cuñas - Piezas de metal de forma cónica con dientes u otros elementos de agarre que se utilizan para evitar el deslizamiento de la tubería pozo abajo o para mantenerla en su lugar. Las cuñas rotativas se ajustan alrededor de la tubería y se encajan contra el buje maestro para sostenerla. Las cuñas de potencia se activan en forma neumática o hidráulica evitando a la dotación el manipuleo de las cuñas al realizar una conexión. Los empaquetadores (packers) y otros equipos de fondo de pozo quedan asegurados en su posición mediante cuñas que sostienen la tubería y que son comandadas desde la superficie.

Cupla - En lo que se refiere tuberías, es una unión de metal con roscas internas que se utiliza para unir dos secciones de tubería roscada.

Cupla de retención/collar de retención/cupla flotadora/collar flotador - Unión ubicada en la columna de casing que se utiliza en operaciones de cementación primaria para asentar tapones escurridores y para limitar el contraflujo de cemento.

Chorro - En un cañón de punzamiento que utiliza carga moldeada, es una corriente de partículas muy penetrante y veloz producida por una explosión, que atraviesa el casing, el cemento y la formación.

D


15 - GLOSARIO 15-13

Daño de formación - Reducción de la permeabilidad de una roca de reservorio causada por la invasión de fluidos de perforación y de tratamiento en la sección adyacente al pozo.

Daño del lodo - Reducción de la productividad como consecuencia del efecto de penetración, sellado o revoque del fluido de perforación.

Darcy - Unidad de permeabilidad. Un medio poroso tiene una permeabilidad de 1 darcy si, cuando se ejerce una presión de 1 atm sobre una muestra de 1 cm de largo y 1 cm2 de sección transversal, dicha presión impulsa un líquido cuya viscosidad es de 1 cp a través de la muestra a una velocidad de 1 ce por segundo.

Datos del pozo referente- Información que se obtiene de los pozos que se perforan en un área cercana a la de un pozo que se está perforando o reparando. Esta información puede resultar muy útil para determinar la forma en que un pozo puede comportarse o reaccionar como resultado de la aplicación de ciertos tratamientos o técnicas.

Datos sísmicos - Información detallada que se obtiene de cada vibración de la tierra, producida en forma natural o artificial (ej. prospección geofísica).

Defloculación - Acción de deshacer las masas flocosas de gel mediante el uso de un diluyente.

Densidad - Masa de una substancia por unidad de volumen. Por ejemplo, la densidad de un lodo de perforación puede ser de 10 libras por galón (ppg), 74,8 libras por pie cúbico (Ib/pie3), o 1198,2 kilogramos por metro cúbico (Kg/m3). La gravedad específica y la gravedad API son otras unidades de densidad.

Densidad de ahogo de fluido de perforación - La unidad de densidad (ej. libras por galón) elegida para el fluido que se utilizará para contener una formación en surgencia.

Densidad de lodo - Medida de la densidad de un fluido de perforación expresada en libras por galón (ppg), libras por pie cúbico (Ib/fpie3), o kilogramos por metro cúbico (Kg/m3). la densidad del lodo está directamente relacionada con la cantidad de presión que ejerce la columna de fluido de perforación en el fondo del pozo.

Densidad equivalente de circulación (DEC) - La suma de la presión ejercida por la altura hidrostática de un fluido, más los sólidos perforados, más las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular, dividido por la profundidad de interés y por .052, si se expresa la DEC en libras por galón.

Densímetro radioactivo - instrumento de medición que permite conocer la densidad de un fluido.

Derivador - Dispositivo que se conecta a la cabeza de pozo o a un caño conductor submarino para cerrar el acceso vertical y derivar todo flujo a una línea que se aparta del equipo. Se suele usar para controlar reventones de pozo que ocurren a relativamente poca profundidad y para proteger a los equipos flotantes durante un reventón, derivando el flujo de manera que se aparte del equipo. Esta línea de derivación también es llamada línea de salida al separador. Ver línea de salida al separador.

Derrumbe - Colapso total o parcial de las paredes de un pozo como consecuencia de presiones internas, expansión por hidratación o presiones de gas de formación.

Derrumbe - Desprendimiento total o parcial de las paredes del pozo debido a formaciones incompetentes o no consolidadas, ángulo de reposo excesivo, humedad en los planos de capa internos.

Desabollador rotativo de casing - Herramienta resistente, compuesta por un mandril provisto de una serie de superficies de rotación excéntricas, cada una de las cuales esta ensamblada a poderosos rodillos. Se la utiliza para restaurar el diámetro interno de casings aplastados, abollados o deformados. Se la enrosca al tubing o al sondeo, y se la baja por el pozo hasta la profundidad a la que se encuentra la deformación. Se hace rotar la herramienta lentamente, permitiendo que los rodillos entren en contacto con los laterales del casing para así restaurar, al menos en parte, su condición original.

Descomposición térmica - Descomposición química de un compuesto o una substancia en substancias simples o en sus elementos constitutivos por efecto de la temperatura. El almidón sufre una descomposición térmica en los fluidos de perforación cuando la temperatura se acerca al los 300 ° F (148 ° C).

Desengrasar - Ciertas substancias orgánicas (generalmente derivados de ácidos grasos) que se agregan a fluidos de perforación como emulsificantes, lubricantes de presión extrema, etc. pueden reaccionar con iones tales como el calcio o el magnesio que ya están o que pueden llegar a estar presentes en el sistema. Un material graso no soluble en agua se separa.

Desgasiflcador - Equipamiento que elimina el gas no deseado de un líquido, especialmente de fluidos de perforación/terminación. Es un recipiente que utiliza la reducción de presión y/o la inercia para separar los gases arrastrados de las fases líquidas.

Deshidratación - Eliminación de agua libre o combinada de un compuesto.

Desplazamiento - El volumen de acero de las tuberías y dispositivos que se bajan o se sacan de un pozo.

Destilación - Proceso por el cual se vaporiza un líquido, para luego condensar el vapor para que retome el estado líquido (producto de destilación), eliminando del líquido substancias no volátiles, el contenido total de


15 - GLOSARIO 15-14

sólidos de un fluido de perforación. El producto de la destilación es el contenido de agua y/o petróleo de un fluido.

Desviación - Inclinación del pozo con respecto al eje vertical. El ángulo en grados que indica la desviación con respecto del eje vertical en un relevamiento de la desviación. Ver relevamiento de la desviación.

Detector de punto libre - Herramienta diseñada para medir el estiramiento de un caño atascado y para indicar el punto más profundo en el cual el caño está libre. El indicador de punto libre se baja al pozo con un cable conductor. Ambos extremos del elemento medidor de esfuerzo se fijan por medio de resortes de fricción o imanes y, a medida que se aumenta el esfuerzo a que se somete al caño, se transmite una medición precisa del estiramiento a la superficie. Las mediciones del estiramiento indican la profundidad a la que se atascó el caño.

Diámetro - La distancia transversal de un círculo medida a través del centro. En lo que se refiere a la medición de diámetros de tubería, el diámetro interno (D.l.) es el diámetro del círculo interior, mientras que el diámetro externo (D.E.) es el diámetro que corresponde a la superficie exterior de la tubería.

Diámetro del Pozo - El orificio perforado por el trépano. El pozo puede tratarse de un pozo entubado o de un pozo abierto (es decir, sin casing), o también puede tener un casing parcial.

Difusión - La expansión, dispersión o mezcla de un material, (gaseoso, líquido o sólido).

Diluyente - Líquido que se agrega para diluir una solución.

Dinámico - Estado de actividad o movimiento. Opuesto al estado estático.

Disociación - La separación de un compuesto en dos o más moléculas, átomos o iones simples. Se aplica generalmente al efecto de la acción del calor o de solventes sobre substancias disueltas. La reacción es reversible, a diferencia de la descomposición, que es permanente; es decir, cuando se elimina el solvente, los iones se recombinan.

Dispersante - Todo producto químico que estimule la dispersión de la fase dispersa.

Dispositivo de traba - Dispositivo que traba el mandril de un empaquetador a su alojamiento del encastre.

Dispositivo registrador de presión de fondo de pozo - Dispositivo que se utiliza para registrar la presión en un pozo frente a la formación productora.

Dispositivos para mezcla de lodo - El dispositivo más común para agregar sólidos al lodo es el embudo de méscla. Otros dispositivos de mezcla son; los eyectores, los agitadores eléctricos, las boquillas mezcladoras de inyección, los barriles químicos, etc.

Dolomita - Tipo de roca sedimentaria similar a la piedra caliza, pero rica en carbonato de magnesio; a veces es roca de reservorio de petróleo.

Dotación de perforación/dotación de reparación - El perforador, el enganchador, y dos o mas ayudantes que operan un equipo de perforación o de reparación en cada turno por día.

Drenaje por gravedad - Movimiento de petróleo de reservorio hacia la boca del pozo por intervención de la fuerza de gravedad. Ante la falta de desplazamiento por agua o desplazamiento efectivo por gas, el drenaje es una importante fuente de energía para la producción de petróleo. También se lo llama desplazamiento por segregación.

DST - Drill stem test - Ensayo de pozo. (DST)

Dureza (del agua) - La dureza del agua se debe principalmente a la presencia de iones de calcio y magnesio y es independiente de la presencia de los iones ácidos. La dureza total se expresa en partes por millón de carbonato de calcio o de calcio y, a veces, en equivalentes por millón de calcio.

Dureza Rockwell - Medida de la fuerza de un material ferroso convertido en fuerza de rotura o resistencia tensora en PSI.

E

Ejercicio con preventor de reventones - Procedimiento de entrenamiento para asegurar que las dotaciones estén totalmente familiarizadas con las prácticas correctas de operación que se deben realizar para el uso del equipamiento del preventor de reventones. Prueba "en seco" de la operación de prevención de reventones.

Elastómero - Sello; elemento sellador de caucho, por ejemplo un O-ring, un V-ring, o un sello de junta.

Electrólisis - Descomposición de un compuesto químico causada por el pasaje de una corriente eléctrica a través del compuesto o a través de la solución que lo contiene. La acción corrosiva de las corrientes vagabundas es causada por la electrólisis.

Electrolito - Substancia que se disocia en iones de carga positiva y negativa cuando está en solución o en estado de fusión y que luego conduce una corriente eléctrica. Los ácidos, las bases y las sales son electrólitos comunes.

Elemento de refuerzo - Aro sellador situado a cada lado del elemento empaquetador central, cuya función


15 - GLOSARIO 15-15

es evitar que éste sea expulsado.

Elemento empaquetador - Parte elastomérica de una empaquetadura.

Elementos de tipo copa - Sellos de caucho que se activan solamente por presión, y no mecánicamente; tapones y herramientas de lavado.

Elevadores de tubing - Aparato de sujeción que se utiliza para sacar tubing. Los elevadores agarran la tubería justo por debajo del collar superior y se conectan al gancho por medio de eslabones de acero o asas/orejas.

Embridar - Unir tubería por medio de bridas durante las conexiones finales de un sistema de tuberías; en terminología petrolífera, embridar significa también completar cualquier operación.

Embudo Marsh - Instrumento que se utiliza para determinar la viscosidad de embudo Marsh. El embudo Marsh es un recipiente con un orificio fijo en el fondo. Cuando se lo llena con 1500 cc de agua dulce, un cuarto de galón (946 ml) fluye en 26 +/- 0,5 segundos. El tiempo de efusión para 1000 cc es de 27,5 +/- 0,5 segundos. Ver especificaciones en API HP 13B.

Empaque - Elemento del equipo de pozo abajo que consiste en un dispositivo sallador, otro para sostener o instalar y un pasaje interior para los fluidos; se utiliza para obstruir la circulación de fluidos a través del espacio anular entre el tubing y la pared del pozo al sellar el espacio existente entre ellos. Suele estar enroscado a la columna del tubing a cierta distancia por encima de la zona de producción. El elemento sallador se expande para impedir la circulación de fluido, salvo a través del interior de la empaquetadura y del tubing. Los empaquetadores se clasifican de acuerdo con la configuración, el uso y el método utilizado para fijarlos y conforme a su posibilidad de ser recuperables (es decir, si pueden removerse cuando resulta necesario o cuando se deben fresar o perforar y luego destruir).

Empaquetado de casing - Método para cementar el casing en un pozo que permite, en caso necesario, recuperar el casing sin demasiada dificultad. Una vez que se baja el casing, y antes de inyectar el cemento, se coloca en el pozo un lodo especial, generalmente de base petróleo. Este lodo no se solidifica, por lo que no se pega al casing en el área que está por encima del cemento. Como el lodo no se gelifica aún después de largos períodos, se puede cortar y recuperar el casing por encima de la sección cementada. Se utiliza este procedimiento en pozos en que la producción no es segura o es limitada, para poder recuperar parte del casing, el cual es muy valioso.

Empaquetador - Elemento que se utiliza para sellar las pérdidas del tubing.

Empaquetador de tipo tándem - Empaquetador provisto de dos elementos de empaque/copas que se utiliza para tomar un grupo de punzados.

Empaquetador inflable - Tipo de empaquetador con elementos empaquetadores inflables que se utiliza para operaciones a pozo abierto.

Empaquetador para inyección a presión - Empaquetador perforable para servicio. Retenedor.

Empaquetadura de grava - 1- Colocar una tubería auxiliar de revestimiento ranurada o perforada en el pozo y rodearla de grava fina. 2. Masa de grava muy fina colocada alrededor de una cañería auxiliar ranurada.

Empaquetadura o Preventer de Stripper - Preventores que contienen una unidad de material empaquetador cuyo cierre depende de la presión del fondo del pozo. Se utilizan fundamentalmente para extraer la tubería a través del pozo, o permitir que la tubería se mueva con presión en el espacio anular.

Empujar - Unidad de inserción de tubería contra presión (snubbing); instrumento utilizado para aplicar fuerza adicional a la barra de sondeo cuando resulta necesario colocarla en el pozo en caso de presión elevada en el mismo.

Empuje de gas - Utilización de la energía que proviene del gas comprimido de un reservorio para impulsar petróleo crudo hacia el interior de un pozo. Este procedimiento también se utiliza en un tipo de recuperación secundaria, en la que se inyecta el gas a un pozo inyector para barrer el petróleo que queda, hacia un pozo productor.

Emulsificante o Agente emulsíonador - Substancia que se utiliza para producir la emulsión de dos líquidos que no se mezclan. Los emulsificantes pueden clasificarse, de acuerdo a su comportamiento, en agentes iónicos y agentes no iónicos. Los del tipo iónico se pueden clasificar también en anionicos, cationicos, y amfotéricos, teniendo en cuenta la naturaleza de los grupos de iones activos.

Emulsión - Mezcla líquida, heterogénea, substancialmente permanente, compuesta por dos líquidos que normalmente no se disuelven el uno en el otro, pero que pueden mantenerse en suspensión o dispersión mediante agitación mecánica o, mas frecuentemente, mediante el agregado de pequeñas cantidades de substancias conocidas como emulsificantes. Los emulsificantes pueden ser mecánicos, químicos, o una combinación de ambos. Pueden ser del tipo petróleo-en-agua o del tipo agua-en-petróleo.

Emulsión inversa de petróleo - Emulsión de agua en petróleo en la que la fase dispersa es agua dulce o salada y la fase continua es diesel, crudo o algún otro petróleo. El agua aumenta la viscosidad y el petróleo la


15 - GLOSARIO 15-16

reduce.

En fragüe de cemento - Relativo al tiempo durante el cual se suspenden las operaciones de perforación o de terminación para dar tiempo a que el cemento en el pozo pueda fraguar.

Encastre J - Tipo de mecanismo en empaquetadores/herramientas en el que la rotación de la tubería impulsa el mandril de la herramienta para realizar una serie de movimientos, similares a la letra J, para fijar y liberar la herramienta.

Enganchador - Miembro de la dotación encargado de controlar el extremo de la columna de sondeo a medida que se la saca o se la baja al pozo. También es el responsable del acondicionamiento del fluido de perforación y/o de terminación y de la maquinaria de circulación.

Engravado - Método de terminación de pozo por el cual se coloca en el pozo una tubería auxiliar de revestimiento ranurada y perforada, y se la rodea de grava fina. Se hace un ensanchamiento del pozo en el punto en que se coloca el engravado. La masa de la grava evita que entre arena al pozo, pero permite una producción rápida y continua.

Ensanchar - Agrandar el pozo por debajo del casing.

Ensayador de formación - Dispositivo que se utiliza para obtener datos de una formación.

Ensayador de tubing - Válvula de operación mecánica (por rotación del tubing) que se utiliza para bloquear la presión de la formación por encima de un empaquetador con el fin de comprobar todas las conexiones desde el empaquetador hasta el árbol.

Ensayo de asiento de casing - Procedimiento por el cual se somete a la formación que está inmediatamente debajo del zapato del casing a una presión equivalente a la ejercida por una mezcla de perforación de mayor densidad, o a la ejercida por la presión resultante de un fluido más denso sumado a la contrapresión originada por una surgencia.

Ensayo de copa - También llamado ensayo de empaquetador (packer).

Ensayo de flujo - Ensayo preliminar que se utiliza para confirmar el caudal de flujo de un pozo.

Ensayo de formación - Acción de obtener datos de una formación para determinar su potencial de produtividad antes de instalar el casing en un pozo. El método convencional es el ensayo de pozo abierto. La herramienta de ensayo de pozo consta de empaquetadores, válvulas o compuertas que pueden abrirse y cerrarse desde la superficie, y un dispositivo para registrar la presión. Se baja la herramienta hasta el fondo, con una columna de barras de sondeo, y se fija el empaquetador, para aislar la formación que se va a ensayar de las formaciones superiores y para sostener la columna de fluido que está por encima del empaquetador. Se abre una compuerta de la herramienta para purgar la presión que está por debajo del empaquetador al interior de la columna de sondeo. De esta manera la formación es expuesta gradualmente a la presión atmosférica y se permite que el pozo produzca a la superficie, en donde se toman muestras de los fluidos del pozo para su posterior inspección. A partir del registro de las presiones obtenidas se pueden inferir características de la formación.

Ensayo de integridad de la formación - Presión que se ejerce sobre una columna de fluido por superimposición de presión de superficie, con el objeto de determinar la resistencia de una zona de subsuelo a una presión hidrostática dada.

Ensayo de pérdida - Procedimiento por el cual se ejerce presión por superimposición de una presión de superficie sobre una columna de fluido para determinar la presión a la cual la formación expuesta permite el ingreso de fluido.

Ensayo de pozo (DST)- Método para obtener información acerca del potencial de productividad de una formación antes de instalar el casing en un pozo, para determinar la existencia de petróleo o gas en cantidades comerciales.

Entrar en la formación productiva - Operación durante el procedimiento de perforación en la que se está a punto de perforar la formación productiva.

Entubado - Dícese de un pozo en el que se ha bajado y cementado el casing.

Entubar - Instalación de sondeo o casing en un pozo. Generalmente requiere tratamiento de lodo, reacondicionamiento o al menos verificación de las propiedades del fluido de perforación.

Equipamiento adaptador - Equipamiento que consta de una camisa fijadora, un vastago adaptador y una tuerca de ajuste, que se utiliza para fijar herramientas perforables/permanentes en cable/alambre o en herramientas de fijación hidráulicas.

Equipo de reparación - Ver equipo de producción y unidad de tracción

Equivalente libra - Unidad de laboratorio utilizada en la prueba piloto. Al agregársele 350 mi de fluido, un gramo o equivalente libra resulta equivalente a 1 libra por barril.

Erupción de pozo - Pozo de petróleo cuya presión es tan alta que lanza chorros a la superficie con la fuerza de


15 - GLOSARIO 15-17

un geyser. En realidad, una erupción es un reventón, e implica un enorme desperdicio de fluidos del reservorio y de energía de desplazamiento. En los comienzos de la explotación petrolífera, las erupciones de pozos eran habituales, y muchas veces eran la única señal de que se había encontrado un reservorio importante de gas o petróleo.

Esclusa (ariete) - Componente de cierre y sello del preventor de reventones. Uno de los tres tipos de esclusas (ciegas, de tubería o de corte) puede instalarse en varios preventores montados en un conjunto en la parte superior del pozo. Al cerrarse, los arietes ciegos forman un sello en los pozos que no tienen tubería de perforación; las esclusas de corte cierran sobre la tubería de perforación formando un sello.

Esclusa (ariete) de tubería - Elemento sellador para preventores de reventones (BOP) con dientes y empaquetadura para tubería de perforación, collares de perforación o casing, que cierra el espacio anular entre la tubería y el BOP o cabezal del pozo. Para cada tamaño (diámetro exterior) de tubería en uso se requieren esclusas (arietes) diferentes.

Esclusa de corte - Componente en un preventor de reventones cuya función es cortar o cerrar sobre tubería y formar un sello para controlar la presión del pozo. Se las utiliza en operaciones móviles de perforación offshore como método rápido de movilizar el equipo desde el pozo cuando no hay tiempo suficiente para sacar el sondeo fuera del pozo.

Esclusas ciegas - También llamadas "Esclusas de cierre total" o "Esclusas maestras". Se sellan una contra la otra, con lo cual el pozo queda totalmente cerrado por debajo de ellas.

Esclusas ciegas/de corte - Esclusas ciegas que constan de un borde afilado para cortar barras de sondeo o casing. Se sellan una contra la otra para que el pozo quede cerrado.

Espaciador de tubería con abertura - Extensión de tubo de producción con compuerta que se utiliza a modo de paso alternativo para los dispositivos de medición de cable de acero.

Espaciamiento - Posicionamiento de la cantidad correcta de pies o juntas de tubería desde el empaquetador (packer) hasta el árbol de producción en superficie, o desde el piso de trabajo del equipo hasta el conjunto preventor de reventones.

Espacio anular - 1. El espacio en derredor de un objeto cilindrico que está en el interior de un cilindro. 2. El espacio en derredor de una tubería que está dentro de un pozo, cuya pared exterior puede ser la pared del pozo o la del casing; a veces se lo denomina anulus.

Espesor de revoque - Espesor de los sólidos depositados durante 30 minutos que requiere el ensayo de filtro de la API en un papel filtro medido en fracciones de 1/32 de pulgada.

Espuma - Sistema de dos fases, similar a una emulsión, en el que la fase dispersa es gas o aire.

Estabilizador - Dispositivo de tipo centralizador que se utiliza para mantener componentes de herramientas en posición concéntrica durante la sacada y la bajada.

Estación a distancia - Conjunto auxiliar de controles que se utiliza para operar las unidades preventoras de reventones.

Estático - Lo opuesto a "dinámico".

Estearato - Sal de ácido esteárico (Ácido graso saturado C18). Ciertos compuestos, como el estearato de aluminio, el estearato de calcio, y el estearato de zinc, se utilizan en fluidos de perforación para uno o más de los siguientes propósitos: como antiespumantes, para lubricación, para perforación con aire en los casos en que se encuentra una pequeña cantidad de agua, etc.

Estearato de aluminio - Sal de aluminio de ácido esteárico que se utiliza para eliminar la espuma.

Estimulación -1 - Operación por la cual se aumenta artificialmente el potencial de flujo de un pozo mediante una inyección de productos químicos al interior del reservorio. 2. Término descriptivo que se aplica a una variedad de procesos cuya finalidad es la de agrandar pasajes antiguos o crear nuevos pasajes en la formación productora de un pozo, por ejemplo, acidificación, fracturación, o tratamientos con explosivos.

Estimulación acida - Método de estimulación de pozos en el que se utilizan ácidos.

Estrangulador - Dispositivo con un orificio de tamaño fijo o variable instalado en una línea para restringir el flujo y/o controlar el caudal de producción. Los estranguladores de superficie forman parte del árbol de producción y contienen un orificio de estrangulación con un calibre de diámetro reducido que sirve para restringir el flujo. Los estranguladores también se utilizan para restringir el caudal de flujo del lodo de perforación que sale del pozo cuando se lo cierra con el preventor de reventones y se circula la surgencia al exterior.

Estrangulador ajustable - Estrangulador en el cual una aguja y un asiento cónicos modifican el caudal de flujo.

Estrangulador de fondo de pozo - Dispositivo con una abertura restringida que se coloca en el extremo inferior del tubing, cuya función es controlar el caudal de flujo.

Estrangulador recuperable por cable/alambre - Estrangulador de fondo de pozo que se baja con cable/alambre y que se asienta en un perfil de niple en la columna de tubing.


15 - GLOSARIO 15-18

Etano - Hidrocarburo liviano, C2H6, que se encuentra en el gas natural. En condiciones atmosféricas es un gas.

Expansor a resorte - Anillo o banda metálica (casquete) accionada a resorte que se utiliza para expandir un parche de revestimiento cuando se efectúan reparaciones al casing.

Extendedor de arcilla - Cualquiera de varias substancias -generalmente compuestos orgánicos de mucho peso molecular- que, agregados en concentraciones bajas a la bentonita u otras lechadas de arcilla, aumentan la viscosidad del sistema, por ejemplo, el copolimero anhidro polivinilo aceto maleico.

Extractor de muestras - Unión de una columna de sondeo que permite obtener una muestra de la formación.

F

Factor de recuperación - Porcentaje de petróleo o gas en un reservorio que, puede obtenerse mediante técnicas primarias y/o secundarias; porcentaje de petróleo o gas en el lugar

Falla - Término geológico referente a un rompimiento ascendente o descendente de una formación en los estratos de subsuelo. A menudo los estratos de un lado de la formación sufren un desplazamiento (hacia arriba, hacia abajo o lateralmente) con respecto de su posición original. Las fallas pueden afectar en forma significativa los programas de lodo y de casing para un área determinada.

Fase continua - Fase fluida que rodea completamente a la fase dispersa que puede ser coloide, petróleo, etc.

Fase dispersa - La fase expandida (sólido, líquido o gas) de una dispersión., dividida en partículas muy finas rodeadas por la fase continua.

Fermentación - Proceso de descomposición de ciertas substancias orgánicas, como por ejemplo, los cambios químicos que producen enzimas, bacterias y otros microorganismos en el almidón. Se lo suele llamar "agriado".

Fibra o Material fibroso - Todo material resistente y fibroso que se utilice para impedir la pérdida de circulación o para restaurar la circulación. En el trabajo de yacimiento se le suele llamar "fibra" a las fibras más grandes de origen vegetal.

Fijado a compresión - Empaquetador (packer) de compresión.

Fijar - Fijar herramientas en el casing.

Filtración - Proceso por el cual se separan los sólidos en suspensión de su medio líquido, impulsando a este último a través de un medio poroso. En un pozo ocurren dos tipos de filtración: la filtración dinámica durante la circulación, y la estática, durante las pausas en la circulación.

Filtrado - Líquido que se impulsa a través de un medio poroso durante el proceso de filtración.

Filtro de grava convencional • Tipo de filtro de grava, en el que se retira el packer de producción del pozo y se baja un packer de servicio con un conjunto del filtro de grava. Una vez terminada la operación, se recupera la herramienta de servicio y se vuelve a bajar el packer de producción.

Filtro prensa - Dispositivo que se utiliza para determinar la pérdida de fluido de un fluido de perforación según las especificaciones del API RP 13B.

Floculación - Asociación dispersa de partículas en grupos entrelazados débilmente, asociación no paralela de plaquetas de arcilla. En suspensiones concentradas, tales como los fluidos de perforación, se forma gelatina como resultado de la floculación. En ciertos fluidos de perforación, una secuela de la floculación puede ser la precipitación irreversible de coloides y otras substancias.

Flotabilidad - La pérdida de peso aparente de u objeto sumergido en un fluido. Si el objeto está flotando, la porción sumergida desplaza un volumen de fluido cuyo peso es igual al peso del objeto.

Fluidez - Lo opuesto a la viscosidad. Es la medida de la velocidad a la que es continuamente deformado un fluido sometido a un esfuerzo de corte.

Fluido - Toda substancia que fluye y que no opone resistencia a una fuerza que tienda a modificar su forma. El término incluye tanto a los líquidos como a los gases. Es una substancia que, sometida a cualquier sistema de esfuerzo (salvo la presión hidrostática) sufrirá deformación creciente y continua, sin relación alguna con el tiempo de deformación en un momento dado y la magnitud del esfuerzo en ese momento. Los fluidos de perforación son newtonianos y plásticos, rara vez son pseudoplásticos, y casi nunca dilatantes.

Fluido de empaque - Cualquier fluido bombeado al espacio anular entre el tubing y el casing sobre la empaquetadura. Líquido generalmente inhibidor de agua dulce o de petróleo, utilizado en un pozo cuando la empaquetadura se coloca entre el tubing y el casing. Es lo suficientemente pesado como para cerrar el paso de la presión de la formación que está produciendo, no impide el asentamiento de sólidos durante un período de tiempo demasiado prolongado y es anticorrosivo.

Fluido de formación - Fluido (gas, petróleo, agua) que se encuentra presente en una formación rocosa de


15 - GLOSARIO 15-19

subsuelo.

Fluido de perforación cortado - Fluido de control de pozo que ha sufrido una reducción en la densidad o en la unidad de peso, debido al arrastre de aire o de fluidos de formación de menor densidad.

Fluido de reparación - Todo fluido que se utiliza en una operación de reparación de pozos.

Fluido de terminación - Todo fluido utilizado durante una operación de terminación o reparación, de suficiente densidad como para controlar la presión del reservorio, y cuyas propiedades minimizen los daños a la formación.

Fluido Newtoniano - Es el más básico y simple de los fluidos, en relación a la viscosidad en base a la cual la fuerza de corte resulta directamente proporcional a la velocidad de corte. Estos fluidos comenzarán a moverse de inmediato al aplicar una presión o fuerza superior a cero.

Fluido plástico - Fluido complejo, no Newtoniano, en el que la fuerza de corte no es proporcional a la velocidad de corte. Se requiere una presión exacta para comenzar a mover el fluido y mantenerlo en movimiento. El flujo tapón es un tipo inicial de circulación y sólo ocurre en el caso de fluidos plásticos. La mayoría de los lodos de perforación son fluidos plásticos. El punto cedente, de acuerdo con un viscosímetro de información directa, supera ampliamente el cero.

Fluido/lodo de perforación - Fluido de circulación que se utiliza en perforación rotativa para desempeñar una o varias de las funciones que se requieren en una operación de perforación. Una de las funciones es la de impulsar los recortes al exterior del pozo y a la superficie. Si bien el fluido de perforación más común está constituido por una mezcla de arcilla, agua, y otros aditivos químicos, también se pueden perforar pozos utilizando aire, gas o agua como fluidos de perforación.

Flujo - Corriente de fluido.

Flujo de fluido - En el campo de la dinámica de los fluidos, el estado de un fluido en movimiento se determina por el tipo de fluido (por ejemplo, newtoniano, plástico, pseudoplástico, dilatante), por propiedades del fluido, tales como la viscosidad y la densidad, por la geometría del sistema y por la velocidad. Por lo tanto, bajo condiciones específicas y con determinadas propiedades del fluido, el flujo de fluido puede describirse como flujo tapón, flujo laminar (también llamado newtoniano, corriente, paralelo, o viscoso) o flujo turbulento.

Flujo laminar - Elementos fluidos que corren en corrientes tranquilas paralelas a las paredes del canal de flujo. En el flujo laminar, el flujo se mueve en placas o secciones con una velocidad diferencial en todo el frente que va desde cero en las paredes hasta un punto máximo hacia el centro del flujo. El flujo laminar es la primera etapa de flujo de un fluido Newtoniano; es la segunda etapa de flujo de un fluido plástico Bingham. Este tipo de movimiento también se llama flujo paralelo, tranquilo o viscoso.

Flujo turbulento - Flujo de fluido en el cual la velocidad y la dirección de flujo en cualquier punto dado cambian constantemente; el curso del fluido es variado y errático. El flujo turbulento es la segunda y última etapa de flujo en un fluido Newtoniano y la tercera y última etapa en un fluido plástico de Bingham.

Fluorescencia - Re-emisión instantánea de luz de mayor longitud de onda que la luz absorbida originalmente.

Formación - Estrato o depósito compuesto en su totalidad por la misma clase de roca. Una unidad litológica. A cada formación individual se le da un nombre, con frecuencia como resultado del estudio del afloramiento en la superficie. A veces, el nombre hace referencia a los fósiles encontrados en la formación.

Formación compacta - Formación que contiene petróleo o agua, cuya permeabilidad y porosidad son relativamente bajas.

Formaciones cavernosas - Formación que presenta espacios vacíos de amplias dimensiones, generalmente el resultado de la acción disolvente de aguas de formación que pueden no estar presentes.

Fosfato - Algunos fosfatos complejos, por lo general el tetrafosfato (Na6P4013) y el pirofosfato ácido de sodio (SAPP, Na2H2P2O7), se utilizan tanto como diluyente de lodo como para el tratamiento de diversas formas de contaminación de calcio o de magnesio.

Fracturación acida - Se ejerce presión hidráulica sobre formaciones que se presume son de carbonatos (piedra caliza, dolomíticas), para abrir grietas, o para que la formación se rompa, produciéndose así una fractura mediante la utilización de una combinación de petróleo y ácido o agua a alta presión.

Fractura de la formación - Cuando la presión sobre el pozo es de tal magnitud que la formación expuesta no la soporta, se dice que ocurre una fractura de la formación.

Fracturación de la formación - Método para estimular la producción mediante el aumento de la permeabilidad de la formación productiva. Se bombea un fluido por el tubing o la columna de sondeo (agua, petróleo, alcohol, ácido clorhídrico diluido, gas licuado de petróleo, o espuma) bajo presión hidráulica extremadamente alta, y se lo impulsa a través de los punzados en el casing. El fluido entra a la formación y la rompe o la fractura. El fluido lleva granos de arena, esferas de aluminio o de vidrio en suspensión al interior de las fracturas. Estos elementos se llaman agentes de sostén. Cuando se libera la presión en la superficie, el fluido de fracturación vuelve al


15 - GLOSARIO 15-20

pozo, y las fracturas se cierran sobre los agentes de sostén, dejando canales que permiten el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. A este proceso se lo suele llamar trabajo de fracturación.

Fracturación hidráulica - Operación mediante la cual se bombea por un pozo una mezcla especial de líquido al interior de una formación, con una presión lo suficientemente alta como para que la formación se abra. Las grietas o fracturas resultantes permiten flujo de petróleo al interior del pozo.

Fracturas inducidas - Fracturas creadas por medio de presión hidráulica o mecánica ejercida sobre la formación.

Fragüe instantáneo - Deshidratación rápida del cemento en el interior del pozo.

Fresado piloto - Fresadora especial que cuenta con una extensión pesada y tubular debajo de ella denominada piloto/guía o aguijón/espolón. El piloto, de diámetro inferior al de la fresadora, presenta un diseño tal que le permite entrar en la tubería de perforación o tubing perdido en el pozo. Actúa como guía de la fresadora hasta la parte superior de la tubería y la centra por encima de ella, evitando de esta manera que la fresadora desvíe la tubería.

Fresa - Herramienta de corte que se utiliza para eliminar herramientas perforables y para empujar herramientas al fondo. También se utiliza para fresar herramientas recuperables.

Fresadora - Herramienta de pozo abajo provista de superficies cortantes extremadamente filosas, duras y resistentes, que se utiliza para cortar o fresar metal con el proposito de retirarlo del pozo. Las fresadoras se corren en barras de sondeo o en tubing para fresar desechos del interior del pozo, retirar secciones atascadas de la columna de sondeo o secciones de casing para operaciones de desviación, o para escariar obstrucciones en el casing. También se las llama fresadoras para desechos, fresadoras escariadoras, etc., de acuerdo a la función para la que se las utilize.

Funciones de los fluidos de perforación - La función más importante de los fluidos de perforación en la perforación rotativa es llevar a la superficie los recortes del fondo del pozo. Otras funciones importantes son: controlar las presiones de subsuelo, enfriar y lubricar el trépano y la columna de sondeo, depositar una capa impermeable en las paredes, etcétera.

G

Gancho - Dispositivo de gran tamaño y forma de garfio del que se suspenden las asas del elevador o la cabeza de inyección. Esta diseñado para soportar una carga máxima que va desde las 100 a las 500 toneladas. Un (os) resorte (s) contenido (s) en el conjunto, amortiguan el peso de tiros de 90 pies (27 cm) de barras de sondeo, permitiendo el trabajo sin dañar las roscas de las uniones. Ganchos mas chicos, sin resortes, se utilizan con tubing y varillas de bombeo

Gas - Substancia fluida y comprimible que ocupa por completo todo recipiente en que se la encierre, su volumen depende de la cantidad de presión que se ejerza sotare el recipiente.

Gas agrio - Gas natural que contiene sulfuro de hidrógeno.

Gas de almacenamiento - Gas que se encuentra acumulado en un reservorio subterráneo.

Gas de casing - Gas producido con petróleo.

Gas de conexión - Cantidad de gas relativamente escasa que entra al pozo cuando se detiene la bomba para poder hacer una conexión.

Gas de maniobra - Acumulación de gas que entra al pozo durante una maniobra.

Gas entrampado - gas de la formación que ingresa al fluido de perforación en el espacio anular.

Gas inyectado - Inyección de gas a alta presión al interior de una formación para mantener o recuperar la presión del reservorio; gas inyectado en operaciones de gas-lift.

Gas licuado de petróleo - Mezcla de hidrocarburos parafínicos gaseosos pesados, principalmente butano y propano. Estos gases que se licúan con facilidad a presiones moderadas pueden transportarse como líquidos y convertirse en gases en cuanto se los descomprime. Por lo tanto, el gas licuado de petróleo constituye una fuente portátil de energía térmica que tiene múltiples aplicaciones en áreas en que la distribución de gas natural no es posible. También se lo utiliza como combustible para motores de combustión interna y tiene muchos usos domésticos e industriales. Las principales fuentes son el gas natural y el de refinería, de los que se separa el gas licuado de petróleo por fraccionamiento.

Gas natural- mezcla de hidrocarburos de gran compresión y expansión, que poseebajo peso específico y suele presentarse en estado gaseoso. Los principales elementos gaseosos que componen el gas y sus porcentajes aproximados son: Metano 80,0%, Etano 7,0%, Propano 6,0%, Butano 2,5%, Isobutano 1,5%, Pentano Plus 3,0%. Además de estos gases, el gas natural puede contener cantidades apreciables de nitrógeno, helio, dióxido de carbono y contaminantes (tales como ácido sulfídrico y vapor de agua). A pesar de su estado gaseoso a


15 - GLOSARIO 15-21

presiones y temperaturas normales, algunos de los gases componentes de esta mezcla denominada gas natural varían en cuanto a su forma, y pueden encontrarse tanto en estado gaseoso como líquido, bajo condiciones adecuadas de temperatura y presión.

Gas-lift - Procedimiento de elevación de fluido de un pozo por medio de la inyección de gas al interior del pozo a través del tubing o a través del espacio anular entre el casing y el tubing. El gas inyectado aerea el fluido para que ejerza menos presión que la formación; de tal manera, la presión de la formación, al ser más alta, impulsa al fluido al exterior del pozo. La inyección de gas puede ser continua o intermitente, dependiendo esto de las características de producción del pozo y la disposición del equipamiento de gas-lift.

Gasing-up - Inyección de nitrógeno para operaciones con válvula de gas-lift.

Gel - 1. Estado semisólido, gelatinoso, que adquieren algunas dispersiones coloidales en reposo. Cuando se lo agita, el gel pasa al estado fluido. 2. Estado de una suspensión coloidal en el que una fuerza de corte que esté por debajo de un cierto valor finito no produce deformación permanente. El esfuerzo de corte mínimo que produce deformación permanente se conoce como fuerza de gel. Las partículas coloidales tienen una gran afinidad con el medio de dispersión, es decir, son liofílicas. Estos geles suelen ocurrir cuando se combinan bentonita y agua.

Gelificado - En jerga petrolera, todo fluido con valores altos de fuerza gel y/o alta viscosidad. Suele referirse a un estado de floculación severa.

Geología - La ciencia que estudia la estructura, origen, historia y desarrollo de la tierra y sus habitantes, mediante el análisis de rocas, formaciones y fósiles.

Goma - Polisacárido hidrofílico vegetal que, al agregarse al agua, se hincha y produce una dispersión viscosa o solución. A diferencia de las resinas, las gomas son solubles en agua pero no en alcohol.

Goma de stripper - El elemento sellador que bloquea la presión en un preventor de reventones stripper.

Goma limpiadora - Disco de goma que rodea a las barras de sondeo o al tubing y que se utiliza para eliminar el lodo a medida que se extrae Ja tubería del pozo.

GPG o granos por galón - Partes por millón es igual a gpg x 17,1.

Gradiente de fractura - El gradiente de presión al cual la formación acepta la totalidad del fluido del pozo.

Gravedad - La atracción que ejerce la masa terrestre sobre objetos que están sobre su superficie. El peso de un cuerpo.

Gravedad API - La gravedad (peso por unidad de volumen) del petróleo crudo u otros fluidos relacionados, según medición realizada con el sistema recomendado por el API.

GRN - Gamma-ray-neutron - perfil de rayos gamma y neutron.

Guía para entrada cable/alambre - Sustituto con extremo acampanado que se corre en el extremo de la columna de tubing para facilitar el acceso de herramientas de cable/alambre al diámetro interno del tubing.

Guinche - Máquina para elevar o sacar que opera enrollando un cable alrededor de un carretel.

H

H2S - Abreviatura de Ácido Sulfídrico. (H2S)

Herradura de mula - Unión espaciadora cortada de tal forma que provee una apertura debajo del empaquetador para permitir la entrada de fluido.

Herramienta actuadora - Se utiliza para abrir o cerrar una válvula pozo abajo; también puede utilizarse para fijar o liberar una herramienta que se encuentra en el fondo del pozo, tal como un tapón puente recuperable.

Herramienta de doble agarre - Herramienta provista de dispositivos de agarre para limitar el movimiento de las herramientas originado por presión desde arriba o desde abajo de las mismas.

Herramienta de etapas - Sección del casing del tipo de unión de circulación que se utiliza en cementación por etapas.

Herramienta de fijación - Componente recuperable de una herramienta de fondo de pozo utilizada para la operación de bajada (y a veces de recuperación), similar al de un tapón puente recuperable.

Herramienta de pesca - Herramienta diseñada para recuperar equipamiento perdido en el pozo.

Herramienta de protección del árbol - Dispositivo tubular que se utiliza como herramienta aisladora en el interior del árbol de producción para aumentar la resistencia a la presión del árbol durante la estimulación.

Herramienta de tensión - Empaquetador perforable o recuperable que se utiliza cuando no se dispone de suficiente peso de tubería como para fijar la herramienta en compresión.

Herramienta de tracción - Herramienta de operación hidráulica que se corre por encima de la herramienta de


15 - GLOSARIO 15-22

pesca y se fija al casing por medio de cuñas. Ejerce una fuerte tracción vertical sobre la tubería rescatada mediante energía hidráulica derivada del fluido bombeado hacia abajo de la columna de pesca.

Herramienta DV - Término genérico, originalmente un nombre de marca, que describe una herramienta de etapas que se utiliza en cementación primaria de zona selectiva.

Herramienta impresora - Dispositivo cilindrico con plomo en su interior que se utiliza para determinar la forma de una pesca.

Herramienta para inyección a presión - Término genérico que se aplica a un empaquetador recuperable para servicio.

Heterogéneo/a - Substancia que consiste de más de una fase y que no es uniforme, como los coloides, las emulsiones, etc. Cada parte tiene propiedades diferentes.

Hidratación - Capacidad de una substancia de incorporar agua por medio de procesos de absorción u adsorción.

Hidrato - Substancia que contiene agua combinada en forma molecular (por ejemplo CaSO42h2O). Substancia cristalina que contiene agua de cristalización.

Hidráulico -1. Dícese de lo perteneciente o relacionado con el agua u otro líquido en movimiento. 2. Operado, movido o afectado por el agua u otro líquido.

Hidrófilo/a - Substancia en estado coloidal o emulsión que se humecta con agua, es decir, que atrae agua o a la cual se adhiere el agua.

Hidrólisis - Reacción de una sal con el agua para formar un ácido y una base. Por ejemplo, el carbonato de sodio (NazCO3) se hidroliza en forma básica, y la hidrólisis es responsable del aumento del pH del agua cuando se le agrega carbonato de sodio.

Hidróxido - Denominación de los compuestos básicos que contienen el radical OH. Cuando estas substancias se disuelven en agua, aumentan el pH de la solución.

Hidróxido de Calcio - Ca (OH)2 - Ingrediente activo de la cal apagada. También es el elemento constitutivo principal del cemento (cuando está fresco). Este material se conoce como "cal" en la terminología de la explotación petrolífera.

Hidróxido de Sodio - NaOH - Conocido como soda cáustica. Químico que se utiliza principalmente para lograr mayor pH.

Higroscópico/a - Propiedad de una substancia que le permite absorber agua del aire.

Histograma radioactivo de un pozo - Informe de las características radioactivas naturales o inducidas de las formaciones de subsuelo. Registro de radioactividad, también conocido como registro de radiación, que normalmente consiste en dos curvas registradas: una curva de rayo gama y una curva de neutrón. Ambas indican los tipos de roca de la formación y las clases de fluidos que existen en esas rocas.

Humectación - Adhesión de un líquido a la superficie de un sólido.

I

IADC - International Association of Drilling Contractors - Asociación internacional de Contratistas de Perforación,

Imán - Imán o electroimán permanente que se coloca en un cuerpo de herramienta para recuperar desechos de metales ferrosos relativamente pequeños.

Imán de pesca - Este es un imán poderoso, permanente, diseñado para recuperar objetos metálicos perdidos en el pozo.

Impermeable - Que impide el pasaje de fluido. Una formación puede ser porosa e impermeable a la vez, si no existen pasajes que conecten los espacios en su interior.

Impresor - Herramienta hecha de material blando, como el plomo o el alquitrán de hulla, que se utiliza para obtener una impresión del contorno de una pesca.

Indicador - Substancias en titulaciones acidas/básicas que en solución cambian de color o se vuelven incoloros cuando la concentración del ion de hidrógeno alcanza un valor definido. Dicho valor varía de acuerdo al indicador utilizado. En otras titulaciones, tales como la determinación del cloruro, la dureza, y otras, estas substancias cambian de color cuando la reacción llega a su fin. Se utilizan habitualmente como indicadores la fenolftaleína, el cromato de potasio, etc.

Indicador de flujo del lodo - Dispositivo que mide y registra en forma continua el volumen de lodo que vuelve desde el espacio anulary que fluye por la línea de retorno de lodo. Si el lodo no fluye con un relativamente caudal constante, es posible que haya ocurrido una surgencia.


15 - GLOSARIO 15-23

Indicador de peso - Instrumento ubicado cerca de la posición del perforador en un equipo de perforación o de reparación, que indica el peso que soporta el gancho cuando el trépano no está tocando fondo. Con esta lectura se pude estimar el peso que soporta el trépano durante la perforación.

Indicador del nivel de la pileta - Uno de los elementos de una serie que monitorean en forma continúa el nivel del lodo de perforación en las piletas de lodo. Por lo general, contiene dispositivos de flotación que se colocan en las piletas de lodo para conocer el nivel de lodo, y transmitir la información a un aparato que funciona a modo de registro y de alarma (denominado registrador del volumen de pileta), el cual se arma cerca del perforador en el piso del equipo. En caso que el nivel de lodo descendiera demasiado o se elevara excesivamente, la alarma sonará para advertir al perforador que algo debe hacerse para impedir un reventón.

Inhibidor (de corrosión) - Todo agente que, agregado a un sistema, retrasa o impide una reacción química o la corrosión. Los inhibidores de la corrosión son de uso ampliamente difundido en las operaciones de perforación y producción para evitar la corrosión del equipamiento metálico que provocan el sulfuro de hidrógeno, el dióxido de carbono, el oxígeno, el agua salada, etc. Se usan habitualmente como inhibidores las películas de aminas, los cromatos y la cal.

Inhibidor (del lodo) - Se suele denominar inhibidores a ciertas substancias generalmente consideradas como contaminantes del lodo de perforación, tales como la sal y el sulfato de calcio, cuando se las agrega intencionalmente al lodo de manera que el filtrado del fluido de perforación impida o retrase la hidratación de las arcillas de la formación.

Inhibidor - Aditivo que se utiliza para retrasar acciones químicas no deseadas en un producto. Se agregan inhibidores en cantidades relativamente pequeñas a las gasolinas para impedir la oxidación y la formación de gomas, a los aceites lubricantes, para evitar el cambio de color, y a los ambientes corrosivos, para disminuir la acción corrosiva.

Instituto Americano del Petróleo Fundada en 1920, esta organización estadounidense de comercio de petróleo es el organismo principal para el establecimiento de estándares en lo que se refiere a equipamiento de perforación y explotación de pozos petrolíferos. Tiene dependencias de transporte, refinería y marketing en Washington. D.C., y de producción en Dallas.

Integridad de la formación - La capacidad de la formación para soportar la presión que se le ejerce.

Intensificador - Bomba móvil de servicio de pozo para multiplicación de la presión.

Interior de pozo - Referente a lo que está adentro o a lo que atañe al pozo. (Downhole)

Inyección a presión - 1. Operación de cementación por la cual se impulsan lechadas de cemento, de lodo o tapones de Diesel-oil al interior de la formación o por detrás del casing ejerciendo alta presión, con el fin de recementar áreas canalizadas o para bloquear una zona no cementada. 2. Operación de estimulación en la cual no se excede la presión de fractura.

Inyección de cemento a presión - El impulso forzado bajo presión de una lechada de cemento a puntos específicos del pozo para efectuar sellos en dichos puntos. Es un método de cementación secundaria que se utiliza para aislar una formación productora, para sellar y bloquear el acceso de agua, reparar filtraciones en el casing, etc.

Inyección de gasoil bentonita - Procedimiento por el cual se bombea una lechada de gasoil-bentonita al interior de una zona de subsuelo.

Inyección gasificada - Fluido de perforación que arrastra gas de la formación, lo que le da al lodo una textura esponjosa característica. Si no se libera este gas arrastrado antes de que el fluido regrese a la superficie, se reduce el peso o la densidad de la columna de fluido. El lodo cortado con gas suele ser una señal de una posible surgencia o reventón y, como tal, se lo debe tratar como una advertencia de que la presión de la formación está cambiando.

Inyeccionista - Experto en fluidos de perforación cuyas responsabilidades incluyen el control, la operación y el mantenimiento de los diferentes programas de lodo para pozos petrolíferos.

Ion - Los ácidos, las bases y las sales (electrolitos) sufren, al ser disueltos en agua, una disociación en iones o partes de las moléculas con carga eléctrica, como consecuencia de la pérdida o ganancia de uno o más electrones. La pérdida de electrones tiene como resultado cargas positivas que producen un catión. La ganancia de electrones tiene como consecuencia la formación de un anión con cargas negativas. La valencia de un ion es igual al número de cargas que contiene el ion.

J

J automática - Tipo de mecanismo en empaquetadores/ herramientas. Mediante este mecanismo, la acción de levantar o de bajar verticalmente fija o libera la herramienta.


15 - GLOSARIO 15-24

Jaula - En una bomba de varillas, el dispositivo que contiene y retiene la bola de válvula, y la mantiene a la distancia apropiada de los asientos de válvula.

Jefe de la cuadrilla - El perforador o el encargado principal a cargo de las operaciones en un equipo de servicio de pozo cuya función es extraer varillas de bombeo o tubing.

Jefe de Pozo - Encargado del equipo.

Junta - Una única sección de barra de sondeo, portamechas, casing, tubing o varilla, con conexiones roscadas en los extremos. Varias uniones conectadas constituyen un tiro de tubería.

Junta de Abrasión - Sustituto de paredes gruesas que se coloca en la columna de producción, frente a los punzados, para desviar y reducir la fuerza del chorro.

Junta de expansión - Sustituto deslizante que se baja en la columna de tubing para permitir la expansión/contracción del tubing.

Junta espaciadora - La junta de barra de sondeo que se utiliza en operaciones de colgado de modo que ninguna junta de herramientas quede opuesta al conjunto de esclusas del preventer.

L

Latigueo de varillas de bombeo - Movimiento de latigueo de la columna de varillas de bombeo que se produce cuando la columna no esta conectada correctamente a la bomba de varillas.

Lavado - Acción de limpiar los punzados.

Lechada de baritina - Mezcla de sulfato de bario, productos químicos y agua, cuya unidad de densidad está entre 18 y 22 libras por galón (Ib/gal) [2160 y 2640 g/l].

Lechada- Mezcla plástica de cemento y agua que se bombea hacia el interior del pozo para formar una capa dura que sostenga el casing y brinde un sello en el diámetro del pozo a fin de evitar la migración de fluidos.

Lengüetas - Accesorio de la canasta recuperadora que actúa como puerta trampa para atrapar los residuos.

Libras por galón - Medida de la densidad de un fluido, tal como el lodo de perforación.

Lignosulfonatos - Aditivos orgánicos para fluidos de perforación, derivados de subproductos del proceso de manufacturación del papel sulfito a partir de maderas de coniferas. Algunas de las sales comunes, tales como el ferrocromo, el cromo, el calcio y el sodio se utilizan como agentes dispersantes universales, mientras que otras se usan en forma selectiva para el control de la pérdida de fluido y para inhibición de arcillas.

Limo - Materiales que exhiben escasa o ninguna intumescencia y cuyo tamaño de partícula oscilan entre los 2 micrones y el tamaño de arena según API y 74 micrones (malla 200). Una cierta categoría de arcillas dispersas y baritina tienen también un tamaño de partícula similar.

Limpiar - Eliminar arena, costras, y otros depósitos de la sección productora de un pozo y para recobrar o aumentar la producción.

Línea articulada - Conexión de la línea de tratamiento durante operaciones de servicio de pozo, desde los camiones de bombeo hasta el árbol de surgencia.

Línea de ahogo - Línea de alta presión que conecta a la bomba de lodo con el conjunto de preventer de reventones, por la cual se puede bombear fluido de perforación para controlar la presión del pozo mientras se cierran los preventores.

Línea de control - Línea hidráulica pequeña que se utiliza para comunicar fluido desde la superficie hasta una herramienta de interior de pozo, por ejemplo una válvula de seguridad de subsuelo.

Línea de flujo del estrangulador - Extensión que se conecta al conjunto de preventor de reventones y que se utiliza para derivar y controlar el flujo de fluidos del pozo que provienen del espacio anular.

Línea de llenado - El accesorio lateral más pequeño del T de salida. Se utiliza para llenar el pozo cuando se sacan las barras de sondeo.

Línea de retorno de lodo - Canaleta o tubería ubicada entre las conexiones de superficie del pozo y de la zaranda vibratoria, a través de la cual fluye el lodo cuando vuelve a la superficie desde el pozo.

Línea de salida - Línea de salida desde el árbol par permitir el movimiento de fluido.

Línea de salida al separador - Línea de salida en perforación con aire o con gas. Ésta es una línea de salida de diámetro grande que deriva el flujo de aire desde el equipo hasta un área de piletas.

Localizador de cuplas - Instrumento de perfilaje para correlación de profundidad, que se opera en forma mecánica o magnética para realizar un perfil que muestre la ubicación de cada una de las uniones o cuplas del casing o del tubing en un pozo. Es una forma precisa de medir la profundidad de un pozo.

Lodo - El líquido que se circula por el pozo durante las operaciones de perforación rotativa y de reparación.


15 - GLOSARIO 15-25

Además de su función de traer los recortes a la superficie, el lodo de perforación enfría y lubrica el trépano y la columna de sondeo, sirve de protección contra los reventones al contrarrestar las presiones de subsuelo y deposita un revoque de lodo en las paredes del pozo para impedir la pérdida de fluido al interior de la formación. Aunque originalmente se utilizaban sólidos terrosos (especialmente arcillas) suspendidos en agua, el lodo que se utiliza en la perforación moderna es una mezcla más compleja de tres fases, de líquidos, sólidos reactivos y sólidos inertes. La fase líquida puede ser agua dulce, diesel oil, o petróleo crudo, y puede contener uno o más acondicionadores.

Lodo convencional - Fluido de perforación compuesto esencialmente de arcilla y agua.

Lodo de alto pH - Fluido de perforación cuyo pH está por encima de 10,5. Lodo de alta alcalinidad.

Lodo de base petróleo • Tipo especial de fluido de perforación en el que el petróleo constituye la fase continua y el agua, la dispersa. El lodo a base de petróleo contiene asfalto soplado y, por lo general, entre un 1 y un 5 por ciento de agua emulsificada en el sistema con soda cáustica o cal rápida y un ácido orgánico. También puede contener silicato, sal y fosfato. Los lodos de base petróleo se diferencian de los de emulsión inversa (ambos, emulsiones de agua en petróleo) por la cantidad de agua utilizada, el método de control de viscosidad y las propiedades tixotrópicas, los materiales de reboque y la pérdida de fluido.

Lodo de emulsión de agua en petróleo- Conocido como "lodo de emulsificado". Cualquier lodo especial o convencional a base de agua al que se le ha agregado petróleo. El petróleo constituye la fase dispersa y puede quedar emulsificado en el lodo, tanto mecánica como químicamente.

Lodo de inicio - El fluido que se utiliza cuando se comienza la perforación en superficie, generalmente es una lechada de bentonita/cal.

Lodo no conductivo - Cualquier fluido de perforación, por lo general, lodos a base de petróleo o de emulsión invertida cuya fase continúa no conduce electricidad, por ejemplo, petróleo. No puede registrarse el potencial espontáneo (SP en inglés) ni la resistividad normal, a pesar de que sí se pueden correr otros tipos de registros, tales como inducción, velocidad acústica, etc.

Lodo nuevo - Proceso de mezcla de aditivos con el lodo con el propósito de lograr un efecto que no era posible con el fluido anterior, que generalmente es agua, aire o gas.

Lodos de agua salada - Cualquier fluido de perforación con agua disuelta (salobre a saturada). Estos fluidos también pueden contener sólidos nativos, petróleo y/o aditivos comerciales tales como arcilla, almidón, etc.

Lodos de bajo contenido de sólidos - Término que designa a cualquier tipo de lodo en el que se sustituyen las arcillas comerciales o naturales por aditivos de alta performance, como el CMC. En viscosidad y densidades similares (densificación con baritina), el lodo de bajo contenido de sólidos tiene un menor volumen porcentual de contenido de sólidos.

Lodos tratados con cal - Se los suele llamar "lodos de base cal". Estos sistemas de alto pH contienen de la mayoría de los aditivos para agua dulce, con la adición de cal apagada que aporta propiedades especiales. Las alcalinidades y contenidos de cal varían de mínimo a máximo.

Lodos tratados con Calcio - Fluidos de perforación a los que se les agregan cantidades específicas de compuestos solubles de calcio (que también pueden provenir de la formación perforada), con el fin de comunicarles propiedades especiales.

Lpc (Psi) - Abreviatura de libras por pulgada cuadrada. Ver presión.

Lpg (Ppg) - Abreviatura de libras por galón (pounds per gallon (Ib/gal)). LPG –

Lubricación - Acción de bombear un volumen relativamente pequeño de fluido al interior de un pozo cerrado y esperar a que el fluido caiga hasta el fondo del pozo para repetir la operación.

Lubricador - Dispositivo de superficie que se utiliza para el control de presión en cable simple.

Lubricantes de extrema presión- Aditivos que, cuando se agregan a los fluidos de perforación, lubrican las superficies de contacto cuando están sometidas a presión extrema.

Llave para jaula - Llave especial diseñada para conectar la jaula de una bomba de varillas a la columna de las varillas.

Llaves de enroscar - Llaves de gran tamaño que se utilizan para hacer girar barras de sondeo, casing, tubing u otro tipo de tubería cuando se enrosca o desenrosca. Se las llama llaves de casing, llaves de barras de sondeo, etc., de acuerdo a su uso específico. Las llaves de fuerza son herramientas de operación neumática o hidráulica que sirven para ajusfar fuertemente la tubería y, en algunos casos, para aplicar el torque final de enrosque..

Llaves de varilla - Llaves que se ponen en funcionamiento a través de un fluido neumático o hidráulico y se utilizan para empalmar o quebrar varillas de bombeo.

Llaves para casing - Llaves de gran tamaño que se utilizan para hacer girar el casing cuando se lo está enroscando o desenroscando.


15 - GLOSARIO 15-26

Llaves para tubing - Llaves de gran tamaño que se utilizan para enroscar y desenroscar tubing. Pueden ser de operación manual, neumática, o hidráulica.

Llenado del pozo - Bombeo de fluido al interior del pozo a medida que se retira la tubería, con el fin de mantener ei nivel de fluido en el casing cerca de la superficie. El propósito es el de evitar un reventón, una intrusión de agua, y/o el derrumbe del pozo cuando, por ejemplo, se está sacando tubería.

Llenar - Llenar un pozo hasta la superficie.

M

Macho cónico - Terraja que carece de acanaladuras longitudinales y que se utiliza como herramienta de pesca para elementos huecos (como un portamechas). Es una herramienta macho autoenroscable que se enrosca a la pesca en forma interna para poder recuperarla. El macho fusiforme se corre por el interior de la pesca hueca y se hace girar lo suficiente como para cortar roscas que aporten el agarre necesario, lo que permite recuperar la pesca.

Macho pescador - Conexión macho que se introduce en tubería perdida en el pozo que se utiliza para sujetar firmemente y recuperar la pesca. A veces se la utiliza en lugar de un cangrejo. Ver pesca, cangrejo, macho terraja pescador y macho.

Malla (número de) - Medida de la fineza de un material tejido, una zaranda, un tamiz, etc. Por ejemplo, un tamiz con un número de malla de 200 tiene 200 aberturas por pulgada lineal. Una zaranda de 200,. con un diámetro de alambre de 0,0021 pulgadas (0,0053 mm), tiene aberturas de 0,074, y dejará pasar partículas de 74 micrones.

Mandril -1. Barra o eje cilindrico alrededor del cual se disponen o conectan otras piezas, o que encaja en el interior de un tubo o cilindro. 2. El miembro que bloquea la presión en un empaquetador; el miembro que se usa para transferir energía a las cuñas; también es el miembro de alojamiento de una válvula de gas lift.

Mandriles de enganche - Herramientas de cable simple provistas de cuñas y copas de goma para contener la presión y sellar el tubing en pozos que carecen de niples de alojamiento.

Manguera rotatoria - Tubería flexible, reforzada, de un equipo de perforación giratorio, que conduce el fluido de perforación desde la bomba de lodo y caño-soporte de manguera hasta la cabeza giratoria y el vastago. También se la conoce con el nombre de manguera de lodo o manguera del vastago.

Manifold - Sistema accesorio de cañerías, parte de un sistema principal (o de otro conductor) que sirve para dividir el flujo en varias partes, para combinar muchos flujos en uno solo, o para redirigir un flujo a cualquiera de varios destinos posibles.

Manifold de bomba - Disposición de válvulas y tuberías que permite varias alternativas durante el proceso de succión y descarga de fluidos entre dos o más bombas.

Manifold del estrangulador - El conjunto de cañerías y válvulas especiales, llamadas estranguladores, a través del cual se circula el lodo de perforación cuando se cierran los preventores anulares para controlar las presiones que se presentan durante una surgencia. Ver estrangulador y preventor de reventones.

Manifold para inyección a presión - Tipo de manifold que se utiliza en trabajos de inyección de cemento a presión.

Maniobra - Operación que consiste primero en sacar y luego en bajar la columna de sondeo al pozo.

Manómetro de barras de sondeo - Indicador montado en el sistema de circulación de lodo para medir la cantidad de presión en la columna de sondeo.

Manómetro de presión de fondo de pozo - Manómetro que se utiliza para medir la presión de fondo de pozo.

Mapa estructural - Mapa que tiene líneas marcadas que indican puntos de igual elevación sobre o por debajo del nivel del mar. Los geólogos los utilizan a menudo para representar características del subsuelo.

Margen de maniobra - Incremento progresivo de la densidad del fluido de perforación para aumentar el sobrebalance de manera de compensar los efectos del pistoneo.

Martin-Decker - Término habitual que designa a un indicador de peso del equipo.

Mástil - Torre portátil que, a diferencia de la torre estándar, se puede levantar armada en una sola unidad. Para el transporte terrestre, se puede dividir el mástil en dos o más secciones, para evitar que su excesiva longitud complique su transporte en camiones.

Mástil de corona abierta - Mástil en una unidad de servicio de pozo que utiliza una polea móvil y corona con separación (abertura a lo largo), lo que posibilita maniobrar con tiros de 20,4216 metros (60 pies) en un mástil de 15,24 metros (50 pies).

Mástil transportable - Mástil que se monta en un camión y puede mantenérselo erguido como una unidad.


15 - GLOSARIO 15-27

Materia volátil - Productos normalmente gaseosos (salvo la humedad) que despide una substancia, como por ejemplo el gas que se separa del petróleo crudo que se agrega a un lodo. En la destilación de fluidos de perforación, la materia volátil (el agua, el petróleo, el gas, etc.) se vaporiza y quedan los sólidos, que pueden ser tanto sólidos disueltos como en suspensión.

Material de densificación- Material cuya gravedad específica es superior a la del cemento. Se lo utiliza para aumentar la densidad de fluidos de perforación o lechadas de cemento.

Material densificador - Cualquiera de los materiales de gravedad específica alta que se utilizan para aumentar la densidad de fluidos de perforación. Generalmente se trata de baritina, pero a veces también se utiliza galena, etc.

Material para pérdida de circulación - Substancia que se agrega a las lechadas de cemento o al fluido de perforación para impedir la pérdida de cemento o de lodo de perforación al interior de la formación.

Material para taponamiento - Material que se presenta en fibras, escamas, o granulos, que se agrega a una lechada de cemento o a un fluido de perforación para ayudar a sellar formaciones en las que ha habido pérdida de circulación.

Materiales de cementación - Lechada de cemento portland y agua y, algunas veces, uno o más aditivos, que pueden afectar la densidad o el tiempo de fragüe de la mezcla. El portland que se utiliza puede ser de fragüe rápido, común (o estándar), o de fragüe lento. Entre los aditivos se cuentan los aceleradores, (como el cloruro de calcio), los retardadores (como el yeso), los densificadores (como el sulfato de bario), los aditivos livianos (como la bentonita), y una variedad de materiales para pérdida de circulación (como las escamas de mica). Ver acelerador, materiales para pérdida de circulación, retardadores y densificadores.

Materiales tubulares - Cualquier tipo de tubería; también llamados tubulares. Entre los materiales tubulares para yacimiento petrolífero se incluyen tubings, casings, barras de sondeo, y caños de conducción.

Mecanismo de anclaje - Herramienta que se utiliza para fijar instrumentos perforables/permanentes, como empaquetadores (packers), retenedores, tapones; puede ser mecánica, eléctrica o hidráulica.

Media pata de mula- Cola corta colocada por debajo de un empaquetador como dispositivo para entrada de fluido y/o como guía de conjuntos de sello.

Medición de la desviación - Operación para determinar el ángulo en el que se ha apartado el trépano del eje vertical durante la perforación. Existen dos tipos básicos de intrumentos para medición de la desviación; uno mide solamente el ángulo de desviación, mientras que el otro indica el ángulo y la dirección de la desviación.

Medidor de corte - Instrumento que se utiliza para determinar la resistencia al corte o fuerza del gel de un fluido de perforación. Ver especificaciones y procedimientos API RP 13B. Ver fuerza del gel.

Medidor de estabilidad - Instrumento que se utiliza para medir el voltaje de desintegración de emulsiones invertidas/inversas.

Medidor de línea de salida - Dispositivo para monitorear el caudal de un fluido que proviene del espacio anular.

Medidor de profundidad - Instrumento que se utiliza para medir la profundidad de un pozo o la profundidad hasta un punto específico del pozo (hasta la parte superior de una cañería auxiliar de revestimiento, o hasta una pesca). Este instrumento consta de un contador que cuenta las vueltas de una rueda calibrada que gira en torno a un cable/alambre a medida que se lo baja o se lo saca de un pozo. Ver cañería auxiliar de revestimiento y pesca.

Medidor de resistividad - Instrumento para medir la resistividad de los fluidos de perforación y sus revoques.

Medir en la bajada - Obtener una medición precisa de la profundidad alcanzada en un pozo, mediante la medición de las barras de sondeo o el tubing que se está bajando al pozo.

Medir en la sacada - Medir las barras de sondeo o el tubing a medida que se los saca del pozo, generalmente para determinar la profundidad del pozo o la profundidad hasta donde se bajaron las barras o el tubing.

Mesa rotary - Componente principal de un rotativo o una máquina rotary, utilizada para girar la barra de sondeo y soportar el conjunto de perforación. Tiene engranajes biselados para lograr el movimiento rotatorio y una abertura con bujes dispuestos de manera tal que les permite operar y soportar el conjunto del equipo de perforación.

Metano - Hidrocarburo parafínico liviano, gaseoso e inflamable, ChU, cuyo punto de ebullición es de -284 °F. Es el principal componente del gas natural, además de ser un importante hidrocarburo básico para la manufactura petroquímica.

Método concurrente - También llamado método de circular y densificar.

Método de circule y densifique - Método para ahogar la presión de pozo en el que se comienza la circulación inmediatamente y se aumenta la densidad del lodo en forma gradual, siguiendo un programa definido. También llamado método Concurrente.

Método de inyección de empaque - Método de inyección de cemento en el que el empaquetador se fija para


15 - GLOSARIO 15-28

formar un sello entre la columna de trabajo (tubería a través de la cual se bombea el cemento) y el casing. Se fija otro empaquetador o tapón de cemento debajo del lugar en el que se va a proceder a la inyección de cemento. Al instalar empaquetadores, el punto de inyección queda aislado del resto del pozo.

Método de presión de estrangulador constante - Método de ahogo de un pozo en surgencia, por el cual se ajusta la apertura del estrangulador para mantener presión de casing constante. Este método no funciona a menos que la surgencia sea o esté compuesta mayormente de agua salada; si la surgencia es de gas, no hay manera de mantener presión de fondo de pozo constante, ya que el gas se expande a medida que sube por el espacio anular.

Método del perforador - Método de ahogo de pozo en el que se realizan dos circulaciones completas por separado. La primera circula la surgencia al exterior, y la segunda circula lodo más denso por el pozo.

Mezclador - Dispositivo generalmente móvil que se utiliza para mezclar lechadas o geles.

Mica - Material natural en escamas de tamaño variable que se utiliza para combatir la pérdida de circulación. El nombre químico es silicato de aluminio alcalino.

Micron u = MU - Unidad de longitud que equivale a la millonésima parte de un metro o a la milésima parte de un milímetro. (Micron u = MU)

Migración - 1- El movimiento de hidrocarburos desde el área en que se formaron hasta la roca de reservorio en que se acumulan. 2. Movimiento de una zona a otra.

Milidarcy -1/1000 darcy.

MI o mililitro - Unidad de volumen del sistema métrico. Literalmente, 1/1000 de un litro. En el trabajo de análisis de lodos este término es intercambiable con centímetro cúbico (ce). Un cuarto de galón equivale a 946 ml.)

Molécula - Cuando los átomos se combinan forman una molécula. En el caso de un elemento o de un compuesto, la molécula es la unidad más pequeña que puede conserva las propiedades de la substancia.

Montar - Armar el equipo de perforación necesario para perforar un pozo; instalar herramientas y maquinaria antes de comenzar la perforación.

Montar BOP - En perforación, instalar el conjunto de BOP sobre el cabezal de pozo en la superficie.

Montmorillonita - Material arcilloso utilizado habitualmente como aditivo para lodos de perforación. La montmorillonita de sodio es el elemento constitutivo principal de la bentonita. La estructura de la motmorillonita tiene una forma característica, una placa delgada de ancho y largo indefinidos, del espesor de la molécula. El espesor de la molécula es de tres capas. En la superficie hay iones adheridos que son reemplazables. La montmorillonita de calcio es el elemento constitutivo principal de las arcillas de bajo rendimiento.

Motón de aparejo - Conjunto de poleas o roldanas a través de las cuales se pasa el cable de perforación y que se mueve hacia arriba y hacia abajo en la torre o mástil.

Mousetrap - Herramienta de pesca que se utiliza para recuperar una columna partida de varillas de bombeo u otra pesca de tipo tubular del interior del pozo.

Movimiento browniano - Movimiento irregular continuo que exhiben las partículas en suspensión en un medio líquido o gaseoso, generalmente una dispersión coloidal.

Muerto (Anclaje de contraviento) - Anclaje enterrado al cual se atan los contravientos de cable de acero para estabilizar la torre, el mástil, los aparejos, etc.

Muestras - Recortes para información geológica, provenientes del fluido de perforación a medida que sale del pozo.

N

Neutralización - Reacción mediante la cual el ion de hidrógeno de un ácido y el de hidroxilo de una base se unen para formar agua; la sal es otro producto iónico.

Niple campana - Sección tubular corta que se instala en el extremo superior del preventor de reventones. El extemo superior del niple está expandido, o acampanado, para guiar las herramientas de perforación al interior del pozo. Por lo general, tiene conexiones laterales para la línea de llenado y para la de retorno de lodo.

Niple de alojamiento - Sustituto para alojar herramientas de interior de tubing, tales como tapones, medidores de flujo, herramientas de perfilaje, etc.

Niple de asiento No-go - Unión con rosca en ambos extremos para conectar tubos de diámetros distintos, que permite conocer la ubicación de los distintos dispositivos para control de flujo del cable de acero; además, disminuye la posibilidad de caída de herramientas al fondo del pozo.

Niple de unión de circulación - Unión con orificios y camisa interna que se coloca en una columna para abrir y


15 - GLOSARIO 15-29

cerrar aberturas. Permite la circulación entre el tubing y el espacio anular o el paso o interrupción de la producción de un pozo entre intervalos.

Niple empaquetador de alojamiento de tubing - Dispositivo de alojamiento en el interior de un sello de empaquetador que impide que se mueva el tubing.

Niple reducción - Sección de casing que tiene un tipo de rosca en el extremo macho y otra rosca diferente en la cupla, que se utiliza para pasar de un tipo de rosca a otra en la columna de casing.

Niple- Cañería tubular con roscas en ambos extremos y menos de 12 pulgadas (305 mm) de longitud.

Nitrógeno - Gas inerte (NO2) que se utiliza para lavar a presión las paredes de un pozo.

Nivel de fluido - La distancia desde la superficie hasta el extremo superior de la columna de fluido en el tubing o el casing de un pozo. El nivel de fluido estático se toma cuando el pozo no está produciendo y se ha estabilizado. El nivel dinámico, o de bombeo, es el punto al que cae el nivel estático bajo condiciones de producción.

Nivel de fluido estático - El nivel que alcanza un fluido en un pozo cerrado.

Nivel de la pileta - Altura que alcanza el lodo de perforación en las piletas de lodo.

No localizadas - Término que se utiliza para describir el pasaje de entrada de los conjuntos de sellos dentro del packer que no cierran en el lugar que corresponde.

Nomograma - Gráfico que representa una ecuación que contiene una serie de variables en forma de escala, de manera que una línea recta corta la escala en los valores de las variables que corresponden a esa ecuación.

Número atómico - El peso relativo del átomo de un elemento, comparado con el peso de un átomo de oxígeno, siendo 16 el peso del átomo de oxígeno.

Número Reynolds - Número sin dimensión, Re, que forma parte de la teoría de la dinámica de los fluidos. El diámetro, la velocidad, la densidad y la viscosidad (unidades consistentes) de un fluido que circula a través de un conductor cilindrico se relacionan de la siguiente manera:

Re = diámetro X velocidad X densidad X viscosidad ó, Re = Dv p/u. El número es importante en los cálculos de fluidos hidráulicos para determinar el tipo de circulación del fluido, es decir, si es laminar o turbulento. El margen de transición tiene lugar aproximadamente entre los 2.000 y 3000; debajo de 2.000, el flujo es laminar, por encima de 3.000 el flujo es turbulento.

O

Ocho vueltas - Conexión de rosca cónica con ocho (8) filetes por pulgada, cada vuelta equivale a 0.125 de pulgada de carrera. Esta conexión es muy común en la industria petrolífera. (Eight-round)

Operador de explotación unificada - Compañía petrolera a cargo del desarrollo y la producción en un yacimiento petrolífero en el que se realiza un esfuerzo conjunto entre varias compañías para la producción del yacimiento.

Operario boca de pozo - Persona que trabaja en un equipo de perforación o de reparación, que depende del perforador; también se denomina ayudante, hombre de planta o miembro de la dotación del equipo.

Operario de herramientas - Quien opera las herramientas. Operario de empaquetador. Operario de la compañía de servicio.

Operario de playa - Operario que asiste al capataz en las tareas generales relacionadas con la producción de pozos petrolíferos, por lo general propiedad de la empresa petrolera. También puede ser un ayudante en una unidad de servicio de pozo o la persona que se ocupa del trabajo de servicio en un equipo de perforación offshore.

Orificio - Instrumento con una abertura cuyo diámetro es menor al de la tubería o encaje en el que se encuentra ubicado de manera tal de restringir en forma parcial la circulación a través de la tubería. La diferencia de presión a ambos lados de un disco de orificio, según un medidor de orificio, se puede utilizar para conocer el volumen de circulación a través de la tubería.

Orificio estrangulador de surgencias - Orificio o paso para estranguladores de fondo de pozo, cuya apertura se presenta en incrementos de 1/64 de pulgada.

P

P - Delta-P: Diferencia de presión, generalmente se refiere a la que se produce en el espacio anular entre casing y el tubing.

Packer reperforable de inyección forzada - Empaquetador (packer) permanente, reperforable, capaz de soportar presiones extremas, para operaciones de reparación. Cuenta con una válvula de control de flujo positivo.


15 - GLOSARIO 15-30

Packoff o stripper - Instrumento con un elemento obturador elastomérico que depende de la presión debajo de la empaquetadura para provocar un sello en el espacio anular. Se utiliza principalmente para correr o extraer la tubería bajo presión baja o moderada. No es confiable en servicios bajo presiones diferenciales elevadas.

Panel de control - Maestro o Primario - Sistema múltiple de válvulas, generalmente situado en la fuente de energía, que puede operarse en forma manual (o a control remoto) para derivar fluido presurizado hacia los dispositivos de cierre ubicados en la cabeza de pozo.

Panel de control del preventer de reventones (BOP) - Conjunto de controles, generalmente ubicados cerca de la posición del perforador en el piso del equipo, que se manipula para abrir y cerrar los preventores de reventones.

Panel del estrangulador a control remoto - Conjunto de controles, generalmente ubicados en el piso del equipo, que se utiliza para controlar la cantidad de fluido de perforación que se circula a través del manifold de ahogo. Este procedimiento resulta necesario al hacer circular una surgencia fuera del pozo.

Papel filtro - Papel poroso sin apresto para filtrado de líquidos. El ensayo de filtración de la API especifica un papel filtro Whatman No. 50, S & S No.576, de un diámetro de 90 mm, o equivalente.

Parafina - Hidrocarburo cuya fórmula es: CnHzn + 2 (por ejemplo, metano, CH4; etano, CH6, etc.). Los hidrocarburos de parafina de mayor densidad (es decir, aquellos de Ci8H38 y de densidad superior) forman una substancia de tipo cera denominada parafina. Las parafinas más densas suelen acumularse en las paredes del tubing y de otro equipo de producción, restringiendo o deteniendo la circulación de parafinas deseables más livianas.

Parche de revestimiento - Tubería de metal corrugado que se baja por el interior de un casing ya instalado en un pozo para reparar un orificio o una filtración. El parche se cementa al casing con fibra de vidrio y resina epoxy.

Partes por millón - Ver Ppm.

Partícula - Unidad diminuta de materia, por lo general un cristal simple o de forma regular, con un peso específico similar al de un cristal simple.

Pasaje - El diámetro más pequeño de casing, barras de sondeo o tubing.

Pata de perro - El codo causado por un cambio brusco de dirección (en la perforación) del pozo.

Patín - Montaje que se utiliza para la movilización de equipos de una locación a otra que se carga por lo general sobre tractores y que requiere un desarmado mínimo.

PCC - Perfil de cupla de casing. (CCL)

PCIC - Presión de cierre interior de casing.

PCIS - Presión de cierre interior de sondeo; se utiliza en reportes de perforación.

Pegamiento (de pared) por presión diferencial - Adherencia que ocurre porque parte de la columna de sondeo (generalmente los portamechas) se incrusta en el revoque de filtración lo que tiene como consecuencia una distribución no uniforme de la presión alrededor de la circunferencia de la tubería. Para que ocurra este fenómeno son imprescindibles las siguientes condiciones: una formación permeable y una presión diferencial en conjunto con un revoque de filtrado impermeable y una columna de sondeo.

Penetración, velocidad de - La cantidad de pies perforados por hora.

Pentano - Cualquiera de los tres hidrocarburos isoméricos CSH12 de la serie del metano del petróleo.

Peptización - Incremento de la dispersión por el agregado de electrolitos u otras substancias químicas.

Pera desabolladora - Herramienta que se utiliza para enderezar tuberías o casings dañados o aplastados en el interior de un pozo.

Percutor - 1. Dispositivo que se deja caer o se bombea al interior del pozo, generalmente por las barras de sondeo o por el tubing. 2. Go-devil: Toda herramienta que se deja "caer" al pozo.

Perdida de circulación - Consecuencia del escape de fluido dentro de la formación a través de fisuras o medios porosos.

Pérdida de circulación - Pérdida de una cantidad de lodo en el interior de la formación, generalmente en lechos cavernosos, fisurados, o permeables. Esta pérdida se manifiesta por la falta total o parcial de retorno del lodo a la superficie durante la circulación. La circulación perdida puede provocar un reventón y en general, reducir la eficacia de la operación de perforación. También se la llama pérdida de retomo.

Pérdida de fluido - Medida de la cantidad relativa de fluido perdido (filtrado) en formaciones porosas o membranas al ser sometido (el fluido de perforación) a la presión diferencial. "Ver API RP 13B para procedimiento estándar de ensayo de filtración de la API.

Pérdida de presión - 1. Reducción de la fuerza que un fluido ejerce contra una superficie, y que suele ocurrir a causa del movimiento de ese fluido contra esa superficie. 2. Cantidad de presión que indica un manómetro de presión de tubería de perforación cuando el fluido de perforación circula por acción de la bomba de lodo. Las


15 - GLOSARIO 15-31

pérdidas de presión tienen lugar a medida que se circula el fluido.

Pérdida de retorno - Pérdida de circulación provocada por el ingreso de fluido de perforación desde el pozo al interior de una formación porosa, fracturada o cavernosa.

Perfil - Registro sistemático de la información de un pozo, por ejemplo, el perfil del perforador, el perfil del lodo, el perfil eléctrico de pozo o el perfil radioactivo. En un pozo en producción se desarrollan diferentes perfiles para obtener diferentes características de las formaciones del pozo.

Perfil CPP - Perfil de control de profundidad de perforación.

Perfil de lodo - Registro de información derivada del examen y análisis del fluido de perforación y de los recortes del trépano.

Perfil eléctrico de pozo - Registro de ciertas características eléctricas de formaciones atravesadas por el pozo, que se realizan para identificar las formaciones, para determinar la naturaleza y cantidad de fluidos que contienen, y para estimar su profundidad.

Perfilaje de lodo - El registro de información derivada del examen y análisis de los recortes de la formación y del lodo que circula al exterior del pozo. Una parte del lodo se deriva hacia un dispositivo detector de gas. Los recortes traídos a la superficie por el lodo se examinan bajo una luz ultravioleta para detectar la presencia de petróleo o gas El perfilaje del lodo se suele llevar a cabo en un laboratorio portátil instalado cerca del pozo.

Perfilaje de pozos - Registro de información acerca de las formaciones geológicas del subsuelo. Entre los métodos de perfilaje se cuentan los registros que lleva el perforador, los análisis de lodo y recortes, los análisis de testigos, las columnas de ensayo de pozo y los procedimientos eléctricos y radioactivos..

Perfilaje de temperatura - Operación que se lleva a cabo para determinar la temperatura a diferentes profundidades en el pozo. Este perfilaje se utiliza para encontrar afluencias de agua al interior del pozo, cuando se sospecha que el casing no está cementado correctamente, o por otras razones.

Perfilaje eléctrico - Se corren perfiles eléctricos con cable de perfilaje para obtener información acerca de la porosidad, permeabilidad, contenido de fluido de la formación perforada, etcétera. A veces es necesario modificar las propiedades del fluido de perforación para obtener buenos perfiles.

Perfilaje Sónico - Registro del tiempo que requiere una onda sonora para desplazarse una distancia determinada a través de una formación. La diferencia en el tiempo de traslado observado se debe en gran medida a las variaciones en las porosidades del medio. El perfil sónico, o perfil de rayos gama, es útil para la correlación y se lo utiliza con frecuencia combinado con otros servicios de perfilaje para la determinación de porosidades. Se corre a pozo abierto.

Perforación con niebla - Método de perforación rotativa en el que se dispersa agua y/o petróleo en aire y se utiliza como fluido de perforación.

Perforación Costa Afuera - Perforación para obtener petróleo en un océano o lago grande. Una unidad de perforación para operaciones offshore puede ser un buque flotante móvil con un barco o barcaza de casco, una base sumergible o semi-sumergible, una estructura auto-impulsada o remolcada con soportes levantados a gato (equipo de perforación de plataforma autoelevadiza- jackup) o una estructura permanente utilizada como plataforma de producción una vez que se completa la perforación. En general, los pozos exploratorios se perforan desde buques flotantes móviles (tales como equipos semisumergibles y barcos de perforación) o desde plataformas autoelevadizas, mientras que los pozos de desarrollo se perforan desde las plataformas.

Perforación dirigida - Desviación intencional de un pozo con respecto del eje vertical. Aunque los pozos normalmente se perforan verticalmente, a veces es necesario o ventajoso perforar en ángulo. La perforación dirigida controlada posibilita alcanzar un área del subsuelo que está alejada lateralmente del punto en que el trépano penetra en el suelo.

Perforación rotatoria - Método de perforación por el cual un trépano giratorio al que se le aplica una fuerza en dirección hacia abajo perfora un pozo. El trépano se enrosca a la barra de sondeo y ésta lo hace rotar; este procedimiento también permite la formación de un paso a través del cual puede circular el fluido. Las juntas adicionales de la tubería de perforación se agregan a medida que se realiza la perforación.

Perforador - Encargado de turno. Empleado que está a cargo en forma directa de un equipo de perforación y de su dotación. Su tarea principal es la operación del equipo de maniobra y perforación, pero también es responsable de las condiciones en el interior del pozo, de la operación de las herramientas de interior de pozo y de las mediciones de las tuberías.

Perforadora de cable de pistoneo - Dispositivo que se corre con el cable de pistoneo de un equipo rotary para perforar herramientas, remover despojos del fondo del pozo, etc.

Perforar - Hacer un pozo en el suelo, generalmente para encontrar y extraer fluidos de formaciones de subsuelo tales como el petróleo y el gas.

Permeabilidad -1. Medida de la facultad o posibilidad de una roca para circular un fluido de una fase bajo


15 - GLOSARIO 15-32

condiciones de flujo laminar para que los fluidos puedan circular a través de una roca porosa. La unidad de permeabilidad es el darcy. 2. Conductibilidad del fluido de un medio poroso. 3. Capacidad de un fluido para circular dentro de la red poral interconectada de un medio poroso.

Permeabilidad absoluta - Medida de la capacidad de un fluido simple (como el agua, el gas o el petróleo) de fluir a través de una formación rocosa cuando ésta está totalmente llena (saturada) con el fluido simple. La medida de la permeabilidad de una roca saturada con un fluido simple es diferente de la medida de la permeabilidad de la misma roca llena con dos o más fluidos.

Permeabilidad efectiva - Medida de la capacidad de un fluido simple de fluir a través de una formación rocosa cuando los espacios porales de la misma no están totalmente saturados con el fluido.

Permeabilidad relativa - Medida de la capacidad de dos o más fluidos (tales como agua, gas y petróleo) para circular a través de una formación rocosa cuando la formación se encuentra colmada de diferentes fluidos. La medida de permeabilidad de una roca llena de dos o más fluidos es diferente de la medida de permeabilidad de la misma roca con un solo fluido.

Permiso para pozo - Autorización para la perforación de un pozo, generalmente otorgada una dependencia gubernamental para la conservación de recursos naturales. En algunas ocasiones también se requiere un permiso para trabajos de profundización o de reacondicionamiento.

Pesca - Operación del equipo cuyo propósito es recuperar del interior del pozo secciones de tubería, cuplas, residuos, u otros elementos que obstruyan el pozo.

Pescador -1. Herramienta de rescate o instrumento que se agrega ai tubing o a la tubería de perforación, y se baja por fuera de la tubería rescatada, la tubería o varillas de succión perdidas o atascadas en el pozo. Dispositivo de fricción del pescador, por lo general, una canasta o arpeo en espiral, que agarra con firmeza la tubería rescatada, permitiendo su extracción del pozo. 2. Herramienta de agarre exterior que se coloca sobre la tubería rescatada y que permite agarrarla en la superficie con una cuña.

Peso específico - La relación entre la densidad de un volumen dado de una substancia a una temperatura determinada y la densidad del mismo volumen de una substancia estándar a la misma temperatura. Por ejemplo, si una pulgada cúbica tiene a 39 ° F una densidad de 1 unidad, y una pulgada cúbica de otro sólido o líquido tiene a 39 ° F una densidad de 0.95 unidades, entonces la gravedad específica de esa substancia será de 0.95. Para determinar la gravedad específica de los gases se utiliza el aire o el hidrógeno como estándar

Peso equivalente o peso combinado - El peso atómico de un elemento, compuesto o ion dividido por su valencia. Los elementos siempre se combinan en cantidades proporcionales a sus pesos equivalentes.

Peso específico - El peso de un volumen particular de cualquier substancia, comparado con el peso de igual volumen de agua a una temperatura de referencia. Para los gases, la substancia de referencia es el aire, aunque a veces se utiliza el hidrógeno.

Peso molecular - La suma de los pesos atómicos de todos los átomos que constituyen la molécula de un elemento o compuesto.

Petróleo agrio crudo - Petróleo que contiene sulfuro de hidrógeno u otro compuesto sulfúrico.

Petróleo con gas - Petróleo crudo que contiene gas y que no ha sido oreado/meteorizado. Este petróleo puede producir una inyección gasificada cuando se lo agrega al lodo, y constituye una amenaza potencial de incendio.

Petróleo crudo - Petróleo líquido sin retinar cuya gravedad puede variar entre 9 y 55 grados API. El color fluctúa entre el amarillo y el negro, y puede ser de base parafínica, asfáltica o mixta. Si un petróleo crudo, o crudo, contiene una cantidad apreciable de sulfuro o de compuestos de sulfuro, se lo llama crudo agrio; si no tiene sulfuro, o tiene muy poco, se lo llama crudo dulce. Además, el petróleo puede ser catalogado como "pesado" o "liviano" según su gravedad API. El petróleo liviano tiene una gravedad API más alta. Ver petróleo crudo agrio y petróleo crudo dulce.

Petróleo crudo dulce - Petróleo que no contiene, o que casi no contiene sulfuro, especialmente ácido sulfídrico.

Petróleo de tanque de almacenamiento - Petróleo en condiciones atmosféricas en el interior de un tanque de almacenaje. Este petróleo carece de gran parte del gas disuelto que se encuentra presente a presiones y temperaturas de reservorio.

PH - Abreviatura de ion potencial de hidrógeno. Los números de pH varían de 0 a 14,7 en su estado natural, y son indicativos de la acidez (inferior a 7) o alcalinidad (superior a 7) del fluido. Los números son una función de la concentración de ion de hidrógeno en densidades/pesos iónicas/os de gramos por litro que, a su vez, constituye una función de la disociación de agua de la siguiente manera: (H)(OH) dividido por (HZO) = KH2o = 1 X 10 "" El pH se puede expresar como el logaritmo (base 10) de la recíproca (o el logaritmo negativo) de la concentración de ion de hidrógeno. El pH de una solución ofrece información valiosa en relación a la acidez o alcalinidad, en contraste con la acidez o alcalinidad total (que se puede someter a un análisis volumétrico).


15 - GLOSARIO 15-33

Pie cúbico - Volumen de un cubo cuyos bordes miden 1 pie. En America del Norte el gas natural se suele medir en pies cúbicos. El pie cúbico estándar es una unidad de gas a 60°F y 14.65 psia.

Piedra caliza - Roca sedimentaria rica en carbonato de calcio que suele ser roca de reservorio de petróleo.

Pildora - Fluido viscoso gelatinoso.

Pileta - Contenedor temporario de los fluidos del pozo; suele tratarse de una excavación.

Pileta de Inyección - Pileta de lodo en la cual se separan los recortes de la perforación del lodo en circulación o en las que se trata el lodo con aditivos o se lo almacena temporariamente antes de volver a bombearlo dentro del pozo. Los equipos rotativos modernos de perforación cuentan por lo general con tres piletas o más. Por lo común se trata de tanques de acero equipados con válvulas y agitadores de lodo

Pileta de succión - Pileta de lodo de la cual se aspira el lodo mediante las bombas de succión.

Pileta decantadora - Pileta de lodo en la cual el lodo flujo y que permite asentar sólidos pesados. A menudo se instala equipamiento auxiliar (como los desarenadores) para acelerar el proceso.

Piletas de inyección - Una serie de tanques abiertos, instalaciones de almacenamiento excavadas en la tierra o de acero, en las que se deja descansar el lodo o fluido de perforación para permitir que la arena y los sedimentos se decanten. También se utiliza para mezclar los aditivos con el lodo ompara almacenar el flñuido temporariamente antes de volver a bombearlo al pozo. Los equipos modernos de perforación generalmente están provistos de tres o más piletas, por lo general tanques de acero con cañerías, válvulas y agitadores del lodo incorporados. Las piletas de inyección también se denominan piletas de mezcla, piletas de decantación, y piletas de succión, según au función principal. También llamadas tanques de inyección.

Piloto - Un controlador de presión que se utiliza para detectar cambios de presión en la línea de flujo.

Piso de enganche - Plataforma pequeña con proyecciones salientes de acero, adosadas al lateral del mástil, en una unidad de servicio de pozo. Al extraer de un pozo las varillas de bombeo o el tubing, el extremo superior de la varilla o del tubing se coloca (arruma) entre las proyecciones de acero y se mantiene en posición vertical sobre el mástil.

Pistoneo - 1. Descenso de la presión hidrostática del pozo debido al movimiento ascendente de materiales tubulares y/o herramientas. 2. Operación de una copa para pistón de extracción con cable/alambre para traer fluidos del pozo a la superficie cuando el pozo no fluye naturalmente. Esta es una operación temporaria para determinar si se puede hacer fluir al pozo o para determinar el volumen de fluidos que entra al pozo (ensayo de pistoneo). Si el pozo no fluye después del pistoneo, se hace necesario instalar una bomba como dispositivo elevador permanente para traer el petróleo a la superficie.

Planchada - Plataforma situada al costado o al frente del equipo de perforación, en donde se colocan los caños previos a ser levantados al piso de la torre mediante el cable de maniobras.

Plasticidad - Propiedad que poseen algunos sólidos, en especial las arcillas y lechadas de arcilla, de cambiar de forma o flujo cuando se los somete a presión, sin formar planos cortados o fracturas. Tales materiales tienen puntos cedentes y debe aplicárseles tensión antes de que comience el movimiento. Superado el punto cedente, el nivel de movimiento es proporcional a la tensión aplicada, pero cesa al eliminar esa tensión.

Plataforma - Estructura inmóvil, offshore que se construye sobre pilotes desde los cuales los pozos se perforan o se ponen a producir o ambas cosas.

Pm - Alcalinidad de la fenolftaleína del lodo. Se conoce como la cantidad de mililitros de ácido 0.02 Normal (n/50) que se requiere por mililitro de lodo.

Polea - Roldana ranurada. (Sheave)

Poliacrilato de Sodio - Polímero acrilonitrilo sintético de alto peso molecular que se utiliza principalmente como agente de control de pérdida de circulación.

Polímero - Substancia formada por la unión de dos o más moléculas de la misma clase, unidas de punta a punta con otro compuesto que tiene los mismos elementos, en la misma proporción, aunque con un peso molecular superior y distintas propiedades físicas; por ejemplo, la paraformaldeida.

Poner bajo control el pozo - Controlar un reventón colocando una válvula muy resistente en la cabeza del pozo.

Poner en producción un pozo - Terminar un pozo y ponerlo en condiciones de producción.

Por etapas - Colocar varios medios fluidos en un pozo.

Poro - Apertura o espacio dentro de una roca o masa de rocas, por lo general pequeño y lleno de fluido (agua, petróleo, gas o los tres).

Porosidad - Espacio vacío en una roca de la formación que suele expresarse como porcentaje de espacios vacíos por volumen. Se entiende por porosidad absoluta, el total de espacio poral de una roca, independientemente de que ese espacio resulte accesible para la invasión del fluido. El término porosidad eficaz hace referencia a la cantidad de espacios porales conectados, es decir, el espacio disponible para la


15 - GLOSARIO 15-34

invasión de fluido.

Portacable - Dispositivo que se utiliza para conectar el cable de acero a la sarta de herramientas.

Portacamisa - Pieza tubular de acero que forma parte de una bomba de varillas dentro de la cual se encuentra una camisa calibrada y pulida con precisión. En este tipo de bomba de varillas, el émbolo de la bomba sube y baja por el interior de la camisa y ésta se encuentra en el interior del soporte camisa.

Portamechas - Tubería pesada, de paredes gruesas, generalmente de acero, que se utiliza entre las barras de sondeo y el trépano en el sondeo para proporcionar peso y/o un efecto pendular a la columna de sondeo.

Potasio - Uno de los elementos alcalinos de metal de valencia 1 y un peso atómico de alrededor de 39. Los componentes del potasio, más comúnmente conocido como hidróxido de potasio (KOH) se agregan a veces a los fluidos de perforación para adquirir propiedades especiales, generalmente inhibición.

Potencial - Columna máxima de petróleo o de gas que puede producir un pozo.

Potencial de flujo de circulación - La sección electrocinética de la curva de potencial espontáneo (PE) de un perfil eléctrico, que puede verse afectada significativamente por las características de filtrado y de torta del fluido que se utilizó para perforar un pozo.

Potencial espontáneo - Una de las características eléctricas naturales que exhibe una formación, registrada mediante una herramienta de perfilaje que se baja al pozo. También llamado autopotencial, es una de las curvas básicas obtenidas mediante el perfilaje eléctrico. Se suelen utilizar las iniciales PE (SP en inglés).

Pozo Abierto - 1. Cualquier pozo que no se ha entubado 2. Pozo abierto o entubado donde no se ha bajado el sondeo ni el tubing.

Pozo agrio - Pozo o formación del que se sabe contiene gas sulfhídrico.

Pozo de alivio - Pozo perforado para impedir un reventón; se utiliza para hacer circular lodo hacia el pozo en surgencia.

Pozo de desarrollo - 1. Perforación de un pozo en territorio comprobado para completar un esquema de producción. 2. Pozo de explotación.

Pozo de exploración -1. Pozo perforado en un área en que no existe producción de petróleo o de gas. Con lo métodos y el equipamiento de exploración actuales, aproximadamente uno de cada seis pozos de exploración resultan ser productores, aunque no necesariamente rentables.

Pozo de explotación - Pozo perforado para permitir mayor eficacia en la extracción de petróleo del reservorio. A veces se lo denomina pozo de desarrollo.

Pozo de inyección - Un pozo en el que se han inyectado fluidos al interior de un estrato subterráneo para aumentar la presión del reservorio.

Pozo inyector de gas - Pozo al que se inyecta gas con el propósito de mantener o complementar la presión de un reservorio de petróleo.

Pozo marginal - Pozo que llega a un punto tal de agotamiento de sus recursos naturales que se duda de la rentabilidad de continuar la producción.

Pozo surgente - Pozo que produce petróleo o gas por la propia presión del reservorio sin necesidad de emplear un medio de elevación artificial.

Pozo torcido - Un pozo que se ha desviado del eje vertical. Esto sucede generalmente cuando cuando existen secciones alternadas de estratos duros y blandos que presentan un ángulo de inclinación muy pronunciado.

Ppm o partes por millón - Unidad de peso de soluto por millón de unidades de peso de solución (soluto más solvente), que corresponde al porcentaje de peso, salvo que la base sea un millón en lugar de cien. Los resultados de la titulación estándar API de cloruro, de dureza, etc. son correctos si se expresan en miligramos (mg) por litro, pero no en ppm. En bajas concentraciones, mg/l es prácticamente igual en números a ppm. Una corrección para la solución de peso específico o densidad en g/ml debe realizarse de la siguiente manera: ppm = mg/l dividido por la densidad de la solución (g/ml) % por peso = mg/l dividido por (densidad de solución x 10.000) = ppm dividido por 10.000. Por lo tanto, 316.000 mg/l de sal suele denominarse 316.000 ppm ó 31,6 por ciento que, para ser correcto, debería tener 264.000 ppm ó 26,4 por ciento, respectivamente.

Precipitación - Material que se separa de la solución o lechada en calidad de sólido. La precipitación de sólidos en un fluido de perforación puede darse luego de la floculación o coagulación en forma de capas continentales dispersas de arcillas rojizas, al agregar al fluido un agente floculizador.

Prensaestopa - Casquillo de empaque que se enrosca en el extremo superior de la cabeza de pozo, a través del cual opera el vastago de bombeo en un pozo en bombeo. Este dispositivo impide el escape de petróleo, al derivarlo a una salida lateral conectada a la línea de salida que conduce al separador de gas/petróleo o al tanque de almacenaje del yacimiento.

Presión interior máxima que puede soportar el casing - La cantidad de presión que, cuando se aplica a una


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columna de casing, provoca que la pared del casing ceda. Esta presión es de importancia crítica cuando se está circulando una surgencia de gas al exterior, porque el gas que se dirige a la superficie se expande y ejerce más presión que la que ejerce en el fondo del pozo.

Presión - 1. Fuerza por unidad de área que se ejerce sobre una superficie (tal como la que ejerce un fluido contra la pared interior de un sistema contenedor o de tubería o la que ejerce una columna de gas sobre el cabezal de un pozo). En los Estados Unidos, la presión suele expresarse en libras por pulgada cuadrada (psi) ; mientras que en otros países, la unidad más común es el kilopascal (kPa). 2. Fuerza que ejerce un fluido (líquido o gas) cuando se encuentra aprisionado de alguna manera en un recipiente, tubería, hoyo en el suelo, etc., tal como la que se ejerce contra la pared interior de un tanque o la que ejerce el lodo de perforación en el fondo del pozo.

Presión anormal - Presión poral que supera la presión resultante de la presión hidrostática ejercida por una columna vertical de agua cuya salinidad es normal para el área geográfica.

Presión de barras de sondeo - Cantidad de presión que se ejerce sobre las barras de sondeo como resultado de la presión de circulación, del ingreso de presión de la formación al pozo, o de ambas.

Presión de casing - La presión acumulada en un pozo entre el casing y el tubing, o entre el casing y las barras de sondeo.

Presión de cierre en el fondo del pozo. - Presión en el fondo de un pozo cuando las válvulas de superficie están completamente cerradas. La presión se debe a los fluidos de la formación en el fondo del pozo.

Presión de cierre interior de casing - Presión del fluido anular en el casing cuando se cierra un pozo.

Presión de cierre interior de sondeo - Presión del fluido de perforación en el interior del sondeo; se utiliza para medir la diferencia entre presión hidrostática y presión de formación cuando se cierra un pozo y se interrumpe el bombeo.

Presión de circulación - La presión generada por las bombas de lodo que se ejerce sobre la columna de sondeo.

Presión de circulación de caudal de ahogo - Presión de bombeo requerida para circular un volumen de caudal de ahogo cuando hay una surgencia.

Presión de ensayo - Presión de operación de un equipamiento que aporta un factor de seguridad.

Presión de fondo de pozo - Dependiendo del contexto, puede ser la presión que ejerce una columna de fluido contenida en un pozo, o la presión de formación a la profundidad de interés.

Presión de fondo de pozo - Aumento repentino de presión. En caso que la tubería o el casing se corran en el pozo demasiado rápido se producirá un aumento de la presión hidrostática, que puede resultar lo suficientemente grande como para provocar la pérdida de circulación.

Presión de formación - La fuerza que ejercen los fluidos de una formación, registrada en el pozo al nivel de la formación con el pozo cerrado, también se la llama presión de reservorio o presión de cierre de fondo de pozo.

Presión de reservorio - La presión de un reservorio en condiciones normales.

Presión de trabajo - El límite de presión establecido para una determinada pieza de equipamiento.

Presión del pozo - Presión total que ejerce una columna de fluido sobre el pozo y/o contrapresión ejercida en la superficie.

Presión diferencial - La diferencia de presión entre la carga hidrostática de la columna de fluido de perforación y la presión de la formación a una profundidad dada en el pozo. Puede ser positiva, cero, o negativa con respecto a la carga hidrostática.

Presión final de circulación - Presión de barras de sondeo que se requiere para circular al caudal de ahogo seleccionado, ajustada para contemplar el aumento de la densidad del fluido de ahogo por sobre la densidad original del fluido de perforación. Se utiliza desde el momento en que el fluido de ahogo llega al fondo de la columna de sondeo hasta el momento en que se termina la operación de ahogo o hasta que se modifica la densidad del fluido de ahogo o el caudal de ahogo.

Presión hidrostática - La presión ejercida por una columna de fluido, generalmente expresada en libras por pulgada cuadrada. Para determinar la altura hidrostática a una profundidad dada en psi, se debe multiplicar la profundidad en pies por la densidad en libras por galón por 0.052. La altura hidrostática del agua dulce es de 0.433 libras por pie de altura (9,81 kPa por metro). La fuerza ejercida por un volumen de fluido en reposo. La presión hidrostática es directamente proporcional a la densidad y profundidad del fluido.

Presión inicial de circulación - Presión de barras de sondeo que se requiere para la circulación inicial al caudal de ahogo seleccionado mientras se mantiene la presión del casing en la válvula de cierre ; es numéricamente igual a la presión de circulación de caudal de ahogo más la presión de cierre de barras de sondeo.

Presión mínima de fluencia interna - La menor presión interna a la cual se produce una falla (en la tubería).


15 - GLOSARIO 15-36

Presión normal - Presión de la formación equivalente a la presión que ejerce una columna vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica.

Presión poral (Presión de la formación) - Presión que ejercen los fluidos dentro del espacio poral de una formación.

Presión, caída de - Pérdida de presión por la fricción que se produce al pasar fluido a través de una tubería o cañería.

Presión, control de - Comúnmente conocido como bajada de tubería contra presión (snubbing); bajar las herramientas y/o sacar el tubing bajo presión del pozo.

Presión, gradiente de (normal) - Presión normal dividida por la profundidad vertical verdadera.

Presión, gradiente de - Cambio de presión en relación a la profundidad, generalmente expresado en libras por pulgada cuadrada por pie. Escala de diferencias de presión en la que se verifica una variación uniforme de la presión de punto a punto. Por ejemplo, el gradiente de presión de una columna de agua se aproxima a los 0.433 psi/ft de elevación vertical (9.79 kPa/m). El gradiente de presión normal en un pozo es equivalente a la presión que ejerce a una profundidad determinada una columna de 10% de agua salada extendida desde esa profundidad hacia la superficie. Es decir 0,465 psi/ft ó 10,51 kPa/m).

Presión, manómetro de - Instrumento para medir la presión del fluido, que registra la diferencia entre la presión atmosférica y la del fluido, e indica el efecto de tales presiones sobre elementos como una columna de líquido, un tubo Bourdon, un pistón pesado/densificado, un diafragma u otro elemento sensible a la presión.

Presión, pérdida de caída de - Presión que se pierde en una tubería o espacio anular debido a la velocidad de circulación del líquido en esa tubería, a las propiedades del fluido,a las condiciones de la pared de la tubería y al alineamiento de la misma. En ciertos sistemas de mezcla de lodo dicha pérdida puede ser substancial.

Preventer anular de reventones - Dispositivo que se suele instalar por encima de los preventores de esclusas que se utiliza para controlar la presión de la cabeza de pozo. La compresión de un elemento empaquetador de caucho reforzado mediante presión hidráulica acciona el dispositivo, el cual actúa como sello. Un preventor anular estándar permitirá bloquear la presión anular, la presión de pozo abierto, y la bajada/sacada de tubería/o barras de sondeo, al la vez que contiene la presión del pozo.

Preventor de cable alambre - Preventor de esclusas de operación manual adaptado especialmente para cerrase sobre un cable/alambre.

Preventor de esclusa (ariete) de tubería - BOP que utiliza esclusas (arietes) de tubería como elementos de cierre.

Preventor de esclusa - También conocido como preventor de reventones de esclusa (ariete).

Preventor de esclusas ciegas - Preventor de reventones en el que los elementos de cierre son esclusas ciegas.

Preventor de esclusas de corte - Preventor de reventones que utiliza esclusas (arietes) de corte como elementos de cierre.

Preventor de reventones de esclusa (ariete) - Preventor de reventones que utiliza esclusas (arietes) para cerrar la presión del pozo, con o sin tubería. También se denomina preventor de esclusa (ariete).

Preventor de reventones de tipo dardo - Preventor de reventones que se instala en el extremo superior de la columna de sondeo cuando la surgencia asciende por la misma. Se lo enrosca en posición abierta y se cierra contra la presión. La válvula de cierre tiene forma de dardo, y a eso se debe su nombre.

Preventor de reventones interior (interno) - Válvula instalada en la columna de sondeo que se utiliza para evitar un reventón en el interior de la columna. De esta manera, solo es posible el flujo descendente, lo que permite bombear lodo al interior pero impide que el flujo vuelva hacia arriba por la columna. También se lo llama Preventor de reventones interno (IBOP).

Preventores de cable alambre - Preventores que se instalan en el extremo superior del pozo o de la columna de sondeo como medida de precaución durante las maniobras con cable/alambre. La empaquetadura del preventor esta diseñada para cerrarse sobre cable/alambre.

Producción -1. Fase de la industria petrolera que se ocupa de traer los fluidos del pozo a la superficie y separarlos, almacenarlos, medirlos y otras actividades destinadas a preparar el producto para la tubería. 2. Cantidad de petróleo o producido en un período determinado.

Producción inicial - Alto caudal de flujo proveniente de un pozo recién perforado.

Producción permisible/producción regimentada - Cantidad de gas o petróleo que se produce de un pozo por unidad de tiempo. En aquellos estados en que se utiliza producción prorrateada, esta cifra la establece el organismo local de conservación.

Producción, empaque de - Cualquier empaquetador (packer) que presente un diseño tal que le permite sellar el área entre el tubing y el casing durante la producción.


15 - GLOSARIO 15-37

Producción, prueba de - Prueba del potencial de producción del pozo, que suele realizarse durante la fase inicial de terminación.

Producción, sello de - Aplícase la misma definición de conjuntos de niple empaquetador (seal nipple).

Producción, tubing de - Columna de tubing utilizada para producir el pozo, que facilita el control de pozos y la preservación de energía.

Productos químicos - En la terminología de los fluidos de perforación, un producto químico es todo aquel material que modifica la viscosidad, el punto de fluencia, la resistencia del gel, la pérdida de fluido y la tensión superficial.

Profundidad total (PT) - La extensión o profundidad máxima a la que se llega en un pozo.

Programa de lodo - Plan o procedimmiento que se delinea o que se sigue con respecto al tipo y a las propiedades del fluido de perforación que se utilizará en la perforación de un pozo teniendo en cuenta la profundidad. Algunos factores que influyen sobre el programa de iodo son el programa de casing y características de la formación tales como el tipo, la competencia, la solubilidad, la temperatura, la presión, etc.

Prolongación para fresadora - Unión provista espaciadora que se utiliza para aportar el diámetro y la longitud adicionales que se requieren para la utilización de una fresadora estándar.

Propano - Hidracarburo de parafina (C3HB), es decir, gas en condiciones atmosféricas normales pero que, bajo presión, se licúa con facililidad. Se trata de un constituyente de GLP (gas licuado de petróleo (en inglés, LPG = Liquefied petroleum gas).

Protector de casing - Niple corto y roscado que se enrosca en el extremo abierto de la cupla y por encima de la sección roscada para proteger a las roscas contra daños y acumulación de tierra. También se lo llama protector de rosca y está hecho de acero o plástico.

Prueba de empaque - Prueba de presión del fluido del casing. También denominado prueba de Copa.

Prueba piloto - Método que se utiliza para predecir el comportamiento de los sistemas de lodo al mezclar pequeñas cantidades y aditivos del mismo, y luego proceder a verificar los resultados.

Puente - Obstrucción en el pozo formada por una intrusión de formaciones del subsuelo.

Punto de anilina - La temperatura más baja a la cual volúmenes iguales de anilina recién destilada y un petróleo que está siendo analizado se mezclan por completo. Este análisis sirve para determinar las características del petróleo (parafínico, naflénico, asfáltico, aromático, (mid-continent), etc.) El punto de anilina de los diesel o de los crudos utilizados en lodos de perforación también sirve para determinar el deterioro que estos materiales pueden provocar al caucho natural o sintético. Mientras más bajo es el punto de anilina de un petróleo, más grave suele ser el daño a las piezas de caucho.

Punto de aprisionamiento - Profundidad a la cual se encuentra atascadas las barras de sondeo, el tubing o el casing.

Punto de fluencia - En terminología de fluidos de perforación, el punto de fluencia es el valor de fluencia. De las dos expresiones, la más habitual es "punto de fluencia". (Yield point)

Punto libre - La profundidad a la que se encuentra una tubería atascada en el pozo o, más específicamente, la profundidad de un punto que está justo arriba del caño atascado.

Punzado - Agujeros en el casing para la invasión de hidrocarburos y de gas.

Punzado a chorro - Crear un orificio que atraviese el casing mediante la detonación de una carga moldeada de poderosos explosivos en lugar de utilizar un cañón que dispare proyectiles. Las cargas se bajan por el pozo hasta la profundidad deseada. Una vez detonadas, las cargas emiten chorros cortos y penetrantes de gases a altas velocidades que agujerean el casing, el cemento y la formación hasta cierta distancia. Luego los fluidos de la formación fluyen al interior del pozo a través de estos punzados.

Punzar - Agujerear la pared del casing y de cemento para realizar punzamientos a través de los cuales los fluidos de perforación puedan penetrar al espacio anular entre el casing y la pared del pozo. El punzamiento se lleva a cabo bajando un cañón de punzamiento al pozo.

Punzar con cañón - Agujerear el casing y el cemento colocados a través de una formación productiva. Un método habitual de terminación de pozo consiste en fijar el casing atravesando la formación productiva y cementarlo. Luego se baja un cañón de punzamiento que lanza unos chorros poderosos de fuego de alta energía para llegar a la zona productora. Los fluidos de la formación fluyen por los punzados al interior del pozo.

Purga - Liberación controlada de fluidos de un sistema cerrado y presurizado, con el fin de reducir la presión.

Purgar - Liberar líquido o gas, por lo general lentamente, a través de una válvula llamada purgador/grifo de purga. Purgar (bleed down o bleed off) significa liberar lentamente la presión de un pozo, o de equipamiento que esté bajo presión.


15 - GLOSARIO 15-38

PV (TD - PVV) – Profundidad vertical verdadera

R

Radiación ultravioleta - Ondas de radiación más cortas que las ondas azul-violetas del espectro. El petróleo crudo, los destilados coloreados, los residuos, algunos fluidos de perforación y ciertos minerales y productos químicos se tornan fluorescentes en presencia de la radiación ultravioleta. Cuando estas substancias se hallan presentes en el lodo de perforación pueden hacerlo fluorescente.

Radical - Dos o más átomos que se comportan como una unidad química simple, es decir, como un átomo; por ejemplo, sulfato, fosfato, nitrato.

Rascador de cañería - Herramienta de cuchillas que se utiliza para raspar residuos del interior del casing. Se baja con tubing o con el sondeo.

Raspador - Dispositivo que se utiliza para acondicionar la boca del pozo.

Rastros durante la perforación - Indicios de gas o petróleo por perforación de una formación. El petróleo o gas contenidos en la formación se mezclan con el lodo que se circula a la superficie cuando la presión de la formación apenas supera a la presión hidrostática de la columna de lodo.

Receptáculo de sello de casing - Sustituto de casing que contiene un sello y una rosca izquierda, que se utiliza como adaptador entre tamaños diferentes de casing para funcionar como anclaje de tubing.

Reciprocar - Mover la columna de sondeo hacia arriba y hacia abajo en el interior del pozo en tramos cortos y sin rotación. Si esta maniobra se realiza en forma descuidada, se pueden provocar oleadas de presión que podrían desencadenar una fractura de la formación y la consiguiente pérdida de circulación.

Recortes - Fragmentos de roca que se desprenden por la acción del trépano, traídos a la superficie por el lodo de perforación. Los geólogos analizan muestras lavadas y secas de los recortes para obtener información acerca de las formaciones que se están perforando.

Rectificador - Herramienta utilizada en perforación para alisar la pared del pozo, agrandar el diámetro del pozo hasta el tamaño especificado, estabilizar el trépano, enderezar el pozo en caso de encontrar terceduras de cables o dobleces, y perforar en forma dirigida.

Recuperación primaria - Producción de petróleo en la que sólo las fuentes de energía natural del reservorio facilitan la circulación de los fluidos del pozo.

Reflujo - Fluidos que retroceden en el pozo.

Registrador del peso del lodo - Instrumento instalado en el sistema de lodo registra en forma mecánica el peso del lodo.

Registrador del volumen de pileta - Medidor que se encuentra en el lugar del perforador y registra la información proveniente del indicador del nivel de la pileta.

Regulador - Instrumento que reduce la presión o el volumen del fluido que circula por una línea y mantiene la presión o volumen a un nivel determinado.

Relación de apertura - Relación existente entre la presión necesaria para abrir el preventer y la del pozo debajo de las esclusas (arietes).

Relación gas-petróleo - Medida del volumen de gas producido con el petróleo, expresada en pes cúbicos por barril, o en metros cúbicos por tonelada métrica, o en metros cúbicos por metro cúbico.

Relevamiento de la aislación de cemento - (CBL) Método de relevamiento acústico o perfilaje sónico que registra la calidad o dureza del cemento que se encuentra en el espacio anular, y que se usa para ligar el casing a la formación. Un casing que está bien ligado a la formación transmite una señal acústica con rapidez, mientras que un casing que no está bien ligado transmite la señal con lentitud.

Rendimiento - Término que define la calidad de una arcilla al describir el número de barriles de una lechada con determinado valor en centipioses se pueden obtener de una tonelada de arcilla. Tomando como referencia el rendimiento, las arcillas se clasifican como: bentonita, de alto rendimiento, de bajo rendimiento, etc. Consultar procedimientos en API RP 13B.

Reología - Ciencia que se ocupa de la deformación y la circulación de agua.

Reparar - Llevar a cabo una o más de una variedad de operaciones de reacondicionamiento en un pozo de petróleo en producción, para tratar de aumentar la producción. Ejemplos de operaciones de reparación: Profundización, retrotaponamiento, sacada y recolocación de tuberías auxiliares de revestimiento (liners), inyección de cemento a presión, etc.

Reperforable - Relativo a empaquetadores (packers) y otras herramientas que se dejan en el pozo para ser eliminadas luego con el trépano. El equipo reperforable está hecho de fundición, aluminio, plástico, o algún otro


15 - GLOSARIO 15-39

material blando y frágil.

Resina - Complejo semisólido o sólido, mezcla amorfa de compuestos orgánicos que no tiene un punto de ebullición definitivo ni tendencia a cristalizarse. Las resinas pueden ser un conjunto de materiales compuestos que se puede agregar a los fluidos de perforación para conceder propiedades especiales al sistema, a la pared de revoque, etc.

Resistencia al corte - Medición del valor de corte del fluido. Esfuerzo cortante mínimo capaz de producir deformación permanente.

Resistencia de gel - capacidad, o medida de la capacidad, de un coloide de desarrollar y mantener estado de gel. La resistencia de gel de un fluido de perforación determina su capacidad de mantener sólidos en suspensión. A veces se agrega bentonita y otras arcillas coloidales a los fluidos de perforación para aumentar su fuerza gel. La resistencia de gel es una unidad de presión que se suele expresar en libras/100 pies cuadrados. Es una medida de las mismas fuerzas interpartículas de un fluido que se determinan por el punto de fluencia, con la diferencia de que la resistencia gel se considera bajo condiciones estáticas, mientras que el punto de fluencia se considera bajo condiciones dinámicas. Las mediciones habituales de resistencia gel son la resistencia de gel inicial y la fuerza gel a 10 minutos.

Resistencia de gel a 10 minutos - La resistencia de gel de un fluido a 10 minutos es la lectura máxima de un viscosimetro de lectura directa luego de que el fluido permanece en reposo por 10 minutos. La lectura se expresa en libras/100 pies cuadrados.

Resistencia de gel inicial - La resistencia de gel inicial de un fluido es la lectura máxima de un viscosimetro de lectura directa luego de que el fluido permanece en reposo por 10 segundos. La lectura se expresa en libras/100 pies cuadrados

Resistividad - Resistencia eléctrica al paso de una corriente, que se expresa en ohmímetros; la recíproca de conductibilidad. Los lodos de agua dulce se suelen caracterizar por su alta resistividad, mientras que los lodos de agua salada, por su baja resistividad.

Retardador - Compuesto químico (por ejemplo, yeso, tanato de sodio calcificado, etc.) que se utiliza para prolongar el espesamiento, fijación o el tiempo de endurecimiento de los cementos de pozos petrolíferos. Opuesto a un acelerador.)

Retenedor de cemento - Empaquetador perforable permanente.

Retrotaponar.- Colocar cemento en o cerca del fondo del pozo para excluir el agua del fondo, desviar el pozo o comenzar la producción. Puede realizarse mecánicamente mediante cable, tubing o barra de sondeo.

Reventón - Afluencia descontrolada de gas, petróleo u otros fluidos de un pozo a la atmósfera u a otra zona. Un reventón, o pozo surgente, ocurre cuando la presión de la formación excede la presión ejercida por la columna de fluido de perforación. Una surgencia es una advertencia de que se está por producir un reventón. Ver presión de formación, pozo surgente y surgencia.

Reventón subterráneo - Flujo descontrolado de fluidos de formación desde una zona de subsuelo a otra zona de subsuelo.

Revertir - Desplazar el fluido del pozo de regreso hacia la superficie; desplazar el volumen de tubing hacia la pileta.

Revoque -1. Sólidos de lodo que deposita por filtración el fluido de perforación en la pared permeable del pozo. 2. Los sólidos en suspensión que se depositan en un medio poroso durante el proceso de filtración.

Revoque de pared - Material sólido depositado a lo largo de las paredes del pozo como resultado de la filtración de la parte fluida del lodo a la formación.

Roca de Sello -1. Roca impermeable que recubre un reservorio de petróleo o de gas que tiende a impedir la migración de petróleo o de gas al exterior del reservorio. 2. El estrato poroso que recubre a los domos de sal que puede servir como roca de reservorio.

Roca reservorio - Roca permeable que contiene petróleo o gas en cantidad considerable.

Romper la circulación - Poner en funcionamiento la bomba de lodo para restaurar la circulación de la columna de lodo. Dado que la columna de fluido de perforación, estancada, se gelifica durante el período en que no circula, generalmente se requiere una bomba de alta presión para comenzar la circulación.

Rosca trapezoidal - Conexión roscada especial.

Rotar - Eliminar una herramienta permanente de interior de pozo mediante trépano para formaciones duras o trépano común.

Rotar cemento - Operación durante el procedimiento de perforación por la cual se perfora el cemento del casing antes de seguir perforando o antes de intentar la terminación.

Rotura por torsión -1. Dícese de barras de sondeo o portamechas que se parten o se rompen como consecuencia de la fatiga del metal de la tubería o por mal manejo, 2. Rotura de una unión de barras por


15 - GLOSARIO 15-40

aplicación de un esfuerzo excesivo por parte de la mesa rotativa.

S

Sacada de tubería bajo presión del pozo - Sacar el sondeo cuando el pozo está cerrado por causa de una surgencia.

Sal - En la terminología de lodos, la palabra sal se aplica al cloruro de sodio (NaCI). En términos químicos, también se aplica a cualquiera de los elementos de una clase de compuestos similares que se forma cuando el ácido de hidrógeno de un ácido se reemplaza en parte o en su totalidad por un radical de metal o metálico. Las sales se forman por acción de los ácidos sobre los metales, o de los óxidos e hidróxidos, en forma directa con amoníaco, y de otras formas.

Salmuera - Agua saturada de sal común, o que tiene una alta concentración de sal común (cloruro de sodio), asimismo, toda solución salina que contenga otras sales, tales como cloruro de calcio, cloruro de zinc, nitrato de calcio, etc.

Saturación de fluido - La cantidad de volumen poral de roca de reservorio ocupado por agua, petróleo o gas, que se mide en un análisis de testigo normal.

Seguridad, factor de - Dentro del contexto de este glosario, un paulatino aumento de la densidad del fluido de perforación, que supera la que los cálculos estiman necesaria para una formación surgente.

Seguridad, grampa de - Instrumento utilizado para sostener una sarta de varillas luego de haber espaciado la bomba o cuando se debe quitar el peso de la sarta del equipo de bombeo.

Seguridad, junta de -1. Conexión o unión roscada de una columna de tubing con roscas gruesas u otras características especiales que provocarán su desconexión antes que las otras conexiones de la columna. 2. Accesorio que se coloca sobre la herramienta de pesca. En caso de no poder separar la herramienta de la tubería zafada y perdida, la junta de seguridad facilita el desprendimiento de la columna de tubería que se encuentra sobre la junta de seguridad. Por lo tanto, tanto una parte de la junta de seguridad como la herramienta adosada a la tubería rescatada permanecen en el pozo y pasan a formar parte de esa tubería rescatada.

Seguridad, válvula de - Válvula que se agrega a la tubería para detener de inmediato la circulación desde el pozo.

Sello plano - Con este sello, el sellado se logra por deformación de una placa o superficie plana (lámina).

Sensor de flujo del lodo - También llamado indicador de flujo del lodo.

Separador -1. Recipiente cilindrico o esférico utilizado para aislar los distintos tipos de fluidos. 2. Tanque de almacenamiento en superficie que se utiliza para separar petróleo de agua.

Separador de agua libre - Recipiente vertical u horizontal por el que se circula petróleo o emulsión para poder separar el agua que no se haya emulsificado con el petróleo (agua libre).

Separador de gas del lodo - Dispositivo que separa el gas libre del lodo que proviene del pozo cuando se circula una surgencia al exterior.

Separador de petróleo y gas- Aparato del equipo de producción utilizado para separar los componentes líquidos de los gaseosos de la corriente del pozo. Los separadores pueden ser verticales u horizontales, con forma cilindrica o esférica. La separación se cumple fundamentalmente por gravedad: los líquidos más pesados caen al fondo del pozo y el gas sube hasta la parte superior. Una válvula de flotación u otro tipo de control de nivel de líquidos regula el nivel de petróleo en el fondo del separador.

Simple - 1. Unión de barra de sondeo. Comparar doble, triple y cuádruple. 2. Término aplicado a terminaciones de una zona.

Sismógrafo - Instrumento para la detección de vibraciones del terreno, utilizado en prospección de estructuras geológicas factibles de almacenar petróleo. Las vibraciones se originan mediante la detonación de explosivos en pozos de poca profundidad o bien mediante golpes fuertes en la superficie. El tipo y velocidad de las vibraciones registradas por el sismógrafo indican las características generales del corte de terreno a través del cual pasan las vibraciones.

Sistema de control y operación del preventor de reventones (Unidad de cierre) - El conjunto de bombas, válvulas, líneas, acumuladores y otros componentes necesarios para abrir y cerrar el equipamiento del preventor de reventones.

Snubber- Instrumento que fuerza en forma hidráulica la tubería o herramientas dentro del pozo contra presión. 2. Instrumento dentro de algunos ganchos que actúa absorbiendo impacto al eliminar la acción de rebote de la tubería cuando se la levanta.


15 - GLOSARIO 15-41

Sobrebalance - Cantidad de presión que excede la de la formación por acción de la presión que ejerce el cabezal hidrostático del fluido en el pozo.

Sobrepeso - 1. Presión de la corteza terrestre en una formación. Para fines prácticos, suele considerarse la cantidad de un psi por pie de profundidad. 2. Las capas de roca que se encuentran por encima del estrato de interés a perforar.

Sobretracción- Ejercer sobre la tubería una tracción superior a la de su peso, tanto en el aire como en el fluido.

Sodio - Uno de los elementos metales álcali con una valencia de 1 y número atómico cercano a 23. Numerosos compuestos de sodio se utilizan como aditivos a los fluidos de perforación.

Solubilidad - El grado al que se disuelve una substancia en un solvente determinado.

Solución - Mezcla de dos o más componentes que forman una fase homogénea única. Ejemplos de soluciones son los sólidos disueltos en líquido, líquido en líquido, o gas en líquido.

Solución normal - Solución que contiene una concentración equivalente a un gramo de una substancia por litro de solución.

Solución saturada - Se considera que una solución está saturada cuando contiene la mayor cantidad de solución que pueda retener a una determinada temperatura. A 68s F, se requieren 126,5 Ib/bbl de sal para saturar 1 bbl de agua dulce.

Soluto - Substancia que se disuelve en otra (solvente).

Solvente - Líquido que se utiliza para disolver una substancia (soluto).

Sonda - Herramienta de perfilaje, especialmente el instrumento en el conjunto de perfilaje que registra y transmite datos de la formación.

Sonda de presión - Herramienta que se utiliza para determinar si existe alguna filtración de gas en el tubing de un pozo de gas lift. En caso de haber una filtración en el tubing, la presión en el espacio anular va a ser igual a la del tubing.

Sonda para cable alambre - Herramienta de diagnóstico que se utiliza para determinar la ubicación de una fuga de gas en un pozo de elevación por gas-lift.

Sondeo - Todos los compoenentes de un montaje que se utiliza para perforar con el método rotativo, desde la cabeza de inyección hasta el trépano, incluyendo el vastago de perforación, las barras de sondeo, las cuplas de herramientas, los portamechas, estabilizadores, y otros elementos relacionados.

Sondeo aprisionado - Inmovilización de involuntaria de barras de sondeo, portamechas, casing o tubing en el interior del pozo. Puede ocurrir durante la perforación, cuando se esta bajando casing o cuando se están sacando las barras de sondeo

Spider/Grapa a cuñas para tubing - Dispositivo con cuñas que se utiliza para impedir que el tubing se caiga al interior del pozo cuando se está desenroscando y apilando una unión.

SSV - Surface Safety Valve - Válvula de seguridad de superficie. (SSV)

Stinger - Extensión tubular o cilindrica de diámetro relativamente pequeño que sobresal de una herramienta de pozo abajo y que ayuda a guiar la herramienta a un lugar determinado (por ejemplo, el centro de una tubería atascada.

String shot (también llamado Prima-Cord) - Dispositivo explosivo provisto de una primacord, es decir, una mecha cubierta de tela con un núcleo de explosivos muy potentes, que se utiliza para hacer tijera por explosión en el interior de barras/tubing atascados y así desenroscar la tubería en la unión que se encuentra inmediatamente por encima del punto en que se atascó.

Sub elevator - Pequeño accesorio del equipamiento de traslado de varillas de bombeo que levanta las varillas una vez que se las desenrosca de la columna y que luego las transfiere al colgador de varillas. También realiza el procedimiento inverso durante la bajada.

Subbalance - Término que describe una condición en la que la presión del reservorio es mayor que la altura hidrostática del fluido en el pozo.

Substitución - Proceso por el cual un volumen de fluido equivalente al de acero en tubulares y herramientas extraídas del pozo se devuelve al pozo.

Substituto canasta - Accesorio de pesca que se enrosca encima de la fresa o el trépano, para recuperar trozos pequeños de metal o desechos de un pozo.

Sulfato de bario - 1. Combinación química de bario, sulfuro y oxígeno. También llamado baritina.

Sulfato de Calcio - (Anhidrita: CaSO4; Yeso Paris: CaSO4 Vz H2o; Yeso: CaSO4 2H2O). El Sulfato de Calcio se presenta en lodos como contaminante, o bien puede ser agregado a ciertos lodos para comunicar ciertas propiedades.

Sulfuro de hidrógeno - Compuesto gaseoso, H2S , de sulfuro e hidrógeno que se suele encontrar en el petróleo.


15 - GLOSARIO 15-42

Dicho compuesto es el que origina el olor desagradable de las fracciones de petróleo crudo. Su peso específico es de 1,189 y es extremadamente tóxico y corrosivo.

Supersaturación - Existe supersaturación cuando una solución contiene una concentración más alta de soluto en solvente de la que normalmente correspondería a su solubilidad a una temperatura dada. Esta condición es inestable.

Surgencia - Ingreso no programado y no deseado de agua, gas, petróleo o cualquier otro fluido de la formación al interior del pozo. Ocurre cuando la presión ejercida por la columna de fluido de perforación no es suficiente para superar la presión que ejercen los fluidos de la formación perforada. Si no se toman rápidamente los recaudos necesarios para controlar la surgencia o ahogar el pozo, puede producirse un reventón.

Suspensión coloidal - Partículas ultramicroscópicas suspendidas en un líquido.

Sustentador - Proppants, molduras, arena utilizada en operaciones de fracturación hidráulica.

Sustituto acodado - Dispositivo cilindrico, corto, que se instala en la sarta de perforación, entre el último portamechas y un motor de lodo de fondo de pozo. El propósito de este dispositivo es el de desviar el motor de fondo del eje vertical para perforar un pozo dirigido.

Sustituto canasta - Herramienta que se corre inmediatamente por encima del trépano o la fresa en la columna de sondeo para atrapar los residuos pequeños no perforates que circulen por el espacio anular.

Sustituto de descarga - Equivalente a descargador. Proporciona un medio para igualar la presión del tubing con la del espacio anular.

Sustituto de potencia - Instrumento de accionamiento hidráulico utilizado para girar la tubería de perforación, el tubing o el casing en un pozo, en lugar de una rotary.

Sustituto de presión hydro-trip - Sustituto provisto de un asiento de bola que se corre en el extremo superior de un empaquetador de asiento hidráulico, que permite asentar el empaquetador.

Sustituto destrabador - Dispositivo similar a la tijera destrabadora, pero que se utiliza con la columna normal de perforación para compensar el movimiento vertical de la columna, especialmente en perforaciones marinas. También actúa como tijera, pero en menor grado que la tijera que se utiliza para la pesca.

Sustituto espaciador ajustable - Sustituto que se coloca por debajo de un empaquetador doble o triple para permitir el espaciamiento y/o la realización de conexiones.

Sustituto inferior - Extremo inferior de la herramienta, al que se pueden acoplar otros accesorios o herramientas.

Sustituto superior - Componente de un empaquetador al que está conectado el tubing.

Sustituto telescópico - Sustituto con una junta telescópica que se utiliza en terminaciones dobles o triples para correr caños de cola de entubación adicionales.

Sustituto/reducción - 1. Sección corta de barras, tubing o portamechas, con ambos extremos roscados, que se utiliza para conectar dos piezas provistas de roscas diferentes; adaptador. 2. Todo componente tubular; elemento de herramientas de pozo abajo; conexión. 3. Piezas cortas y roscadas que se utilizan para adaptar a la columna de sondeo piezas que de otra manera no se podrían conectar por diferencias de tamaño y diseño de las roscas.

Sx - Sacks - Bolsas; abreviatura que se utiliza en los informes de perforación y de lodo.

T

Tandem • Término que se utiliza para referir el proceso por el cual se corren hasta el pozo dos herramientas juntas, una encima de la otra, al igual que una herramienta de inyección o un tapón puente.

Tanque - Recipiente de paredes gruesas, generalmente de acero, que se utiliza para contener muestras de petróleo o gas bajo presión.

Tanque de ensayo - Tanque de almacenaje al cual se envía el petróleo producido.

Tapón - Cualquier objeto o mecanismo que obstaculice un pozo o conducto (tal como el tapón de cemento en un pozo). Barrera; dispositivo pozo abajo, por lo general un instrumento contenedor de presión, similar a un tapón puente, o a un tapón de asiento, etc.

Tapón bombeable - Dispositivo que permite bajar el tubing vacío, con un tapón que se libera al dar presión al tubing, y provocando así la apertura del tubing para la presión de la formación.

Tapón ciego - Sustituto con el extremo cerrado que se baja con conjuntos selladores o tubing de producción para abrirse paso a la fuerza en caso de obstrucción.

Tapón de apertura/cierre - Tapón de caucho utilizado en operaciones de cementación primaria para


15 - GLOSARIO 15-43

desplazar la mezcla de cemento desde el casing hacia el annulus del pozo.

Tapón de baritina - Volumen decantado de partículas de baritina, que se coloca en el pozo para sellar una zona presurizada.

Tapón de cemento - Porción de cemento que se coloca en algún punto del pozo para sellarlo.

Tapón de gasoil-bentonita - Lechada de petróleo crudo o gasoil que contiene cualquiera de los siguientes materiales o combinaciones: bentonita, cemento, attapulgita y goma guar (nunca con cemento). Se utiliza principalmente para combatir la pérdida de circulación 2. Un volumen de lechada de gasoil colocada en el pozo. La lechada puede ser inyectada o no.

Tapón de maniobra - Procedimiento que se realiza antes de sacar la barra de sondeo por el cual se bombea una pequeña cantidad de lodo denso hacia la sección superior a fin de causar un desbalance en la columna. A medida que se saca el sondeo, la columna más en la barra de sondeo caerá, manteniendo de este modo el interior de la barra de sondeo seco en la superficie cuando se efectúe el desenrosque de la conexión.

Tapón de obturación - Tapón que se baja con cable/alambre, o para obturar el diámetro interno de un tubing estando alojado en un perfil de un niple de asiento.

Tapón de prueba - Tapón que se corre por la columna de trabajo/tubing para verificar que no haya filtraciones en las conexiones.

Tapón descartable - Tapón temporario que se fija con un conjunto fijador por presión y se aloja en un Pressure setting assembly, asentado en el interior de un packer de producción para convertirlo en un tapón puente.

Tapón escurridor - Tapón de caucho que se utiliza en cementación primaria.

Tapón fusible - Dispositivo térmico que se utiliza en líneas de salida de superficie, como parte de un sistema de cierre de emergencia (ESD en inglés).

Tapón probador - Tapón recuperable que se coloca en la barra de sondeo y se utiliza para probar los preventores anulares. Se asienta en el alojamiento del colgador del casing. La presión que se ejerce desde arriba hace que selle el pozo.

Tapón Rápido - Dispositivo tapón que se utiliza para bajar la tubería sin líquido, y que se pude retirar de un golpe. Se utiliza con retenedores y empaquetadores.

Tapón-puente -1. Tipo de herramienta que se utiliza como barrera permanente o temporaria en la columna de casing; puede ser permanente o recuperable. 2. Herramienta de interior de pozo, compuesta principalmente por cuñas, un mandril tapón, y un elemento sellador de caucho que se baja y se fija en el casing para aislar una zona inferior mientras se lleva a cabo un ensayo en una zona superior.

Target - Tapón o brida ciega ubicada en el extremo de una Te con el fin de impedir la erosión que se produce en el punto en el que el flujo cambia de dirección.

TCFP - Iniciales de 'Temperatura de Circulación de Fondo de Pozo".

Te de bombeo - Encaje de acero de tubería en forma de T, para trabajos pesados, que se enrosca o embrida a la parte superior del pozo de bombeo. La varilla lisa trabaja a través de la caja de prensaestopa que se encuentra sobre la parte superior de la T y, en su recorrido, permite operar las varillas de succión en el pozo. El fluido bombeado se descarga a través de la abertura lateral de la T.

Técnica de entrada limitada - Método de fracturación por el cual se inyecta fluido de fracturación al interior de la formación a través de un número limitados de punzados, (es decir, no se inyecta fluido por todos los punzados al mismo tiempo, sino que se limita la inyección a unos pocos punzados seleccionados). Esta técnica especial pude ser muy útil cuando hay que fracturar zonas productoras muy largas, anchas o múltiples.

TEFP - Temperatura estática de fondo de pozo.

Tell-tale - Término que se aplica al momento en que se registra un aumento de la presión en superficie como consecuencia de la acción de taponamiento de los geles sobre un filtro. Esto le indica al operador de la herramienta que el gel llegó a un punto determinado.

Tensión interfacial - Fuerza que se requiere para romper la superficie entre dos líquidos no miscibles. Mientras más baja sea la tensión interfacial entre las dos de una emulsión, mayor será la propensión a la emulsificación. Cuando los valores están cerca de cero, la formación de emulsión es espontánea.

Tensión superficial - Generalmente, es la fuerza que actúa dentro de la superficie de contacto entre un líquido y su propio vapor que tiende a mantener el área de la superficie en un mínimo y que se expresa en dinas por centímetro. Dado que la tensión superficial de un líquido es aproximadamente igual a la tensión inerfacial entre ese líquido y el aire, es una práctica habitual aplicar el término "tensión superficial" a este último registro, mientras que el término "tensión interfacial" se aplica a las mediciones en la superficie de contacto entre dos líquidos, o entre un líquido y un sólido.

Terminación a pozo abierto - Método de preparación de un pozo para la producción en el que no se baja


15 - GLOSARIO 15-44

casing de producción o tubería auxiliar de revestimiento (liner) frente a la formación en producción. Los fluidos del reservorio fluyen sin restricciones hacia el pozo abierto. La terminación a pozo abierto se utiliza sólo en situaciones especiales.

Terminación de pozos - Actividades y métodos necesarios para preparar un pozo para la producción de petróleo y gas. el método por el cual se establece una línea de salida de hidrocarburos entre el reservorio y la superficie. El método de terminación que se utilice dependerá de las características individuales de la o las formaciones productoras. Estas técnicas incluyen la terminación a pozo abierto, la terminación con exclusión de arena, la terminación sin tubing, la terminación múltiple y la terminación en miniatura.

Terminación doble - Producción simultánea de dos formaciones individuales al mismo tiempo. Se separa la producción de cada zona bajando dos columnas de tubing con empaquetadores por dentro de la columna única de casing de producción, o también se puede bajar una columna de tubing con packer para producir una zona, mientras que la otra se produce por el espacio anular. En una terminación doble de bajo diámetro, se bajan y se cementan en el mismo pozo dos columnas de casing de 4 ½ pulgadas o menos.

Terminación múltiple - Esquema de producción de un pozo en el que un sólo pozo penetra dos o más formaciones petroleras, una encima de la otra. Se suspenden las columnas de tubing lado a lado en el interior de la columna de casing de producción. Cada una de las columnas de tubing es de diferente longitud, y en cada una s'e colocan empaquetadores para impedir que se mezclen los diferentes fluidos del reservorio. Luego se produce cada reservorio a través de su propia columna de tubing.

Terminación sin tubing - Método de producción de un pozo por el cual solamente se coloca un casing de diámetro pequeño atravesando la zona productora, sin tubing o columna interna de producción para traer fluidos de la formación a la superficie. Este tipo de terminación tiene una aplicación limitada en reservónos de columnas pequeñas de gas seco.

Testigo Corona - Muestra cilindrica extraída de una formación para su análisis geológico. Generalmente, se utiliza un tubo sacatestigo en lugar del trépano y se obtiene una muestra a medida que el tubo penetra en la formación. Ver también extracción de testigos de paredes laterales.

Testigos de pared de pozo - Técnica de extracción de testigos por la cual se obtienen muestras de una zona que ya ha sido perforada. Se detona una bala hueca en las paredes de la formación a fin de capturar el testigo y luego recuperarlo a través de un cable de acero flexible. Este tipo de muestras, por lo general tienen un diámetro de 19 mm (3/4") a 30 mm (1 3/16") y una longitud de 19 mm (3/4") a 25 mm (1") Este método es especialmente útil en zonas de rocas blandas.

Thru-tubing - Operación. Sarta de herramientas. Capacidad de operación a través del tubing de producción, lo cual elimina los trabajos de reparación cuando se saca la columna.

Tierra de diatomeas - Tierra de infusorios compuesta por esqueletos silíceos de diatomea. Esta tierra es muy porosa. A veces se la utiliza para combatir la pérdida de circulación o como aditivo para el cemento. También se la agrega a fluidos de perforación especiales, para fines especiales.

Tijera (golpeadora) - 1. Dispositivo mecánico que se utiliza para dar un golpe a herramientas atascadas en el pozo. 2. Herramienta percusora de operación mecánica o hidráulica que se utiliza para dar fuertes "martillazos" a objetos en el pozo. Las tijeras se utilizan para liberar objetos atascados en el pozo o para aflojar tubería o barras de sondeo que hayan quedado "colgadas". Los golpes pueden ser ascendentes o descendentes y la tijera se controla desde la superficie

Tijera destrabadora - Junta de expansión que permite movimiento vertical de la sección superior sin que se mueva la parte inferior de la herramienta. Se la utiliza para golpear con mucha fuerza objetos atascados en el pozo. Si la pesca se puede liberar con un golpe hacia abajo, la tijera destrabadora resulta muy efectiva.

Tijera hidráulica - También llamada tijera golpeadora.

Tijera mecánica - Herramienta de percusión que se opera en forma mecánica para dar un impacto ascendente a una pesca, mediante la liberación repentina de un dispositivo que se mueve por el interior de la herramienta. Si la pesca se pude liberar la pesca con un impacto ascendente, la tijera mecánica resulta muy efectiva. También se la llama tijera hidráulica.

Tiro - Secciones de tubería conectadas que se apilan en la torre o en el mástil durante una carrera. En un equipo, la longitud habitual de un tira es de 90 pies [30 m] (tres secciones de tubería conectadas), o "triple".

Tiro Cuádruple - Sección de barras de sondeo, casing o tubing que consiste en cuatro tubos enroscados.

Tiro doble - Tiro de tubería, o tubing, que consta de dos uniones atornilladas.

Titulación - método o proceso por el cual se utiliza una solución estándar para determinar la cantidad de otra substancia que existe en una solución. Se le suele agregar una cantidad determinada de la solución conocida a la solución desconocida hasta que se logra una reacción.

Tixotropía - Propiedad que exhibe un fluido cuyo estado es líquido cuando está en movimiento y semisólido,


15 - GLOSARIO 15-45

gelificado, en reposo. La propiedad de un fluido que hace que forme una estructura de gel rígida o semidirigida si se lo deja en reposo, pero que puede volver al estado líquido mediante agitación mecánica. Este cambio es reversible. La mayoría de los fluidos de perforación deben ser tixotrópicos, para que los recortes permanezcan en suspensión cuando se detiene la circulación.

Toma de fuerza - Caja de engranajes u otro elemento que sirve para transmitir energía desde un motor al equipo auxiliar.

Top drill - Configuración de herramienta perforable que permite la apertura a la presión de la formación, durante la reperforación, antes de cortar las cuñas de herramientas.

Torque - Medida del esfuerzo que soporta un eje o vastago en rotación. En un equipo rotativo esto se aplica especialmente a la rotación de la columna de sondeo y su acción contra el pozo. Se suele lograr una reducción del torque agregando diferentes aditivos para fluidos de perforación.

Trampa de gas - Dispositivo tubular perforado conectado al extremo inferior de una bomba de varillas que ayuda a impedir el bloqueo por gas. El dispositivo funciona de acuerdo al principio de que el gas, al ser más liviano que el petróleo, asciende. A medida que los fluidos del pozo entran a la trampa, el gas se libera del fluido y sale de la trampa a través de unas perforaciones que hay cerca del extremo superior. Los fluidos que quedan entran a la bomba a través de un tubo conductor (situado en el interior de la trampa), que tiene una abertura cerca del extremo inferior. De esta manera, todos o casi todos los gases escapan antes de que los fluidos entre a la bomba.

Transferencia - Acción de apoyar barras/tubing sobre una herramienta de pozo abajo para transferir toda o parte de la carga del gancho.

Transportador de elementos registradores - Unión en una columna de DST donde se colocan los registradores de presión/temperatura para una evaluación de la formación.

Tratador de flujo - Un único dispositivo que actúa como separador de petróleo y de gas, calentador de petróleo, y recipiente tratador de petróleo y agua.

Tratador térmico - Recipiente que se utiliza para calentar una emulsión, eliminando el agua y el gas del petróleo con el objeto de elevarlo a una calidad aceptable para su distribución por oleoducto. Este dispositivo combina un calentador con un separador de agua libre, con un separador de petróleo-gas.

Tratamiento ácido - Método por el cual se bombean productos químicos al interior de los canales de flujo microscópicos de la formación. Al disolverse la roca, estos pasajes se agrandan, lo que aumenta la producción.

Tratamiento con petróleo caliente - Método de inyectar un petróleo calentado, sin parafina, por una columna de tubing para disolver o derretir depósitos de parafina.

Trépano - El elemento cortante o perforador que se utiliza en el extremo de la columna de trabajo o columna de sondeo para retirar la tierra cuando se hace o se limpia un pozo. El trépano consta de un elemento cortante y un elemento de circulación. El elemento de circulación permite el paso del fluido de perforación y utiliza la fuerza hidráulica de la corriente de fluido para aumentar la velocidad de perforación. En perforación rotativa, se conectan varios portamechas al extremo inferior de la columna de sondeo. El trépano se coloca en el extremo de los portamechas.

Trépano a rodillos - Trépano formado por dos, tres o cuatro conos cortadores que se colocan sobre soportes sumamente irregulares. También denominado trépano para roca. La superficie de cada cono contiene líneas de dientes de acero o de accesorios de inserción de carburo tungsteno.

Tubería auxiliar de revestimiento - Toda columna de casing cuyo extremo superior esté situado por debajo de la superficie. Puede servir como columna de petróleo, extendiéndose desde el intervalo productor hasta la siguiente columna de casing. 2. Un casing de menor tamaño que se corre por dentro de la columna de casing de producción para llegar a mayor profundidad con la terminación. 3. Extensión de la columna de casing, generalmente para completar una zona más profunda o para reparar el casing.

Tubería continua - Idem tubing arrollado. (Coiled tubing)

Tubería de flujo - Dispositivo de intervalo que se suele encontrar en válvulas de seguridad de subsuelo, cuya función es proteger el sistema de cierre de la herramienta de los elementos del pozo.

Tubing - Tubería de pequeño diámetro que se corre en un pozo como conducto para el pasaje de petróleo y gas hacia la superficie.

Tubing enrollado - Mantenimiento de pozo menos exigente que la reparación hidráulica, que emplea un tubing de pequeño diámetro, con capacidad para hacer descender la columna de producción bajo presión.

Tubo Bourdon - Tubo de metal achatado y curvo que tiende a enderezarse bajo presión. Este dispositivo indica la presión a que se lo somete mediante el movimiento de un indicador en una escala circular.

Tubo conductor - Tubo montado en la parte inferior de una bomba de varillas y en el interior de una trampa de gas para bomba de profundidad, que provee un conducto para que ingresen los fluidos del pozo al interior de la


15 - GLOSARIO 15-46

bomba.

Tubo filtro - Tubería perforada y con una cobertura de alambre enrollado que cumple la función de filtro para impedir o reducir la entrada de partículas de arena a la boca del pozo. También denominado tubo filtro o colador.

Tubo portatestigo - Dispositivo tubular de 25 a 60 pies (20,4216 m) de largo que se baja en el extremo inferior del sondeo en lugar del trépano para obtener una muestra testigo.

Tuerca traba - Dispositivo que se utiliza en empaquetadores como traba de las conexiones entre componentes.

Turbina de perforación - Herramienta de perforación que da impulso de rotación a un trépano por la acción del lodo de perforación sobre las paletas de las turbinas que forman parte de la herramienta. Cuando se utiliza un perforador a turbina, solamente se le da impulso rotativo al trépano, lo que hace innecesario hacer girar la columna de sondeo. Aunque se pueden perforar pozos rectos con esta herramienta, se la suele utilizar para perforación directional.

Turno - Turno de 8 ó 12 horas de trabajo de una dotación de perforación u otros operarios de yacimiento petrolífero.

U

Unidad de bombeo a balancín - Máquina diseñada para trabajar específicamente con varilla de bombeo, que utiliza un miembro horizontal (balancín). Éste se mueve hacia arriba y hacia abajo por la acción de una manivela rotativa que produce el movimiento recíproco.

Unidad de cierre - El conjunto de bombas, válvulas, líneas, acumuladores, y otros dispositivos necesarios para abrir y cerrar el equipamiento preventor de reventones.

Unidad de control del preventor de reventones - Dispositivo que acumula fluido hidráulico bajo presión en contenedores especiales y que proporciona un método para abrir los preventores de reventones en forma rápida y confiable. Por lo general, se utiliza presión hidráulica por nitrógeno comprimido como fuerza impulsora de apertura y de cierre.

Unidad de LACT - Sistema automático para la medición y transferencia de petróleo desde un sistema de almacenamiento de concesión hasta un oleoducto.

Unidad drive-in - Equipo móvil autopropulsado para servicio o reparación de pozos cuya fuerza de locomoción proviene del motor del cuadro. Dado que la cabina del conductor y el volante están situados en el mismo extremo que la base del mástil, para llegar a la cabeza del pozo se debe avanzar marcha adelante.

Unidades de sello - Extensiones de la columna de producción con sellos que se desplazan dentro de la boca de empaque y/o de las extensiones.

Unión - Elemento de conexión que se utiliza para unir dos secciones de tubería. Una unión combinada tiene rosca izquierda en un extremo y rosca derecha en el otro.

Unión articulada - Unión provista de una articulación que se enrosca en la columna por encima de una herramienta de pesca para poder insertar la misma en ángulo.

Unión de barras de sondeo - Elemento resistente de tipo cupla que forma parte de las barras de sondeo y que está hecho de una aleación especial de acero. Las uniones de barras de sondeo están provistas de roscas resistentes y hombros de asiento diseñados para aguantar el peso de la columna de sondeo, soportar el deterioro producido por las continuas conexiones y desconexiones, y proveer un sello a prueba de filtraciones. La sección macho de la unión se conecta en el extremo de una barra de sondeo y la sección hembra se conecta en el otro extremo. La unión puede estar soldada o enroscada al extremo de la barra, o ambas cosas. Se suele recubrir la unión con una banda de metal resistente para impedir la abrasión que producen las paredes del pozo.

Unión de seguridad desprendible - Componente de un mecanismo de emergencia que permite la recuperación de una empaquetadura (packer) (o tubing) en caso de quedar atascada.

Unión hembra - Unión con rosca interna.

Urea - Compuesto de nitrógeno, soluble y de débil basicidad, CO (NH2)2, que se utiliza en la producción de resinas y plásticos.

V

V-ring - Sello elastómero energizado por presión.

Vaina del vastago - Agujero en el piso del equipo a 30/35 pies de profundidad, alineado con el casing, que se proyecta por encima del piso, y en el cual se colocan el vastago y la cabeza de inyección, al llevar a cabo las


15 - GLOSARIO 15-47

operaciones de izamiento.

Valencia - Es el número que representa la capacidad de combinación de un átomo, es decir, el número de electrones perdidos, ganados o compartidos por un átomo en un compuesto. También es una medida del número de átomos de hidrógeno con los que se combina o que reemplaza un átomo; por ejemplo, un átomo de oxígeno se combina con dos de hidrógeno, por lo que su valencia será igual a 2. Por lo tanto, existen iones monovalentes, trivalentes, etc.

Valor de fluencia - El valor de fluencia (llamado generalmente "punto de fluencia") es la resistencia al flujo inicial, o representa el esfuerzo que se requiere para comenzar el movimiento de fluido. Esta resistencia se debe a cargas eléctricas ubicadas sobre o cerca de la superficie de las partículas. El valor de fluencia de Bingham, expresado en libras por pie cuadrado, se determina mediante el viscosímetro de lectura directa restando la viscosidad plástica a la lectura a 300 r.p.m.

Válvula - Dispositivo que se utiliza para controlar el caudal de flujo en una línea, para abrir o cerrar una línea por completo, o como dispositivo automático o semiautomático de seguridad. Entre las de uso más difundido se cuentan: la válvula esclusa, la válvula tapón, la válvula globo, la válvula de aguja, la válvula de retención y la válvula de purga de presión.

Válvula a charnela - Mecanismo articulado de cierre que opera como un pivote, y que se utiliza para impedir el flujo ascendente por la tubería.

Válvula aguja - Válvula esférica que contiene un disco con punta en forma de aguja que permite lograr una regulación de flujo extremadamente fina.

Válvula anular - Válvula que se utiliza en una columna de ensayo de pozo (DST) para operar con cámara para toma de muestras o posicionar fluidos de tratamiento.

Válvula camisa - Válvula ubicada en la parte inferior de un retenedor.

Válvula de circulación - Accesorio que se utiliza por encima de un empaquetador (packer), que permite la circulación espacio anular-tubing y viceversa.

Válvula de Contrapresión - Válvula de control de flujo que permite el control del flujo de sentido contrario que se produce en la bajada o sacada de tubería.

Válvula de escape de presión - Válvula que se abre a una presión predeterminada para descargar las presiones excesivas dentro de la tubería o línea; también denominada válvula de desahogo, de seguridad o de resorte.

Válvula de inyección - Válvula de movimiento vertical a resorte que se utiliza en el pozo, que se baja con cable/alambre y que se asienta en un perfil, cuya función es cerrar el pozo si se detiene la inyección.

Válvula de limpieza - Dispositivo que se utiliza con un empaquetador para limpiar punzados abiertos; también llamado disco de limpieza.

Válvula de movimiento vertical - Mecanismo de tipo cierre/apertura por el cual los resortes se utilizan para mantener a la válvula en su lugar; suele encontrárselo en tapones puente recuperables.

Válvula de operación por rotación - Válvula que utiliza el mismo principio que la válvula anular, salvo que requiere de la rotación de la tubería para operaciones de apertura y de cierre.

Válvula de seguridad de barras de sondeo - Esta es básicamente una válvula de apertura completa ubicada en el piso del equipo provista de roscas que se corresponden con las de las barras de sondeo que se están usando. Esta válvula cierra las barras de sondeo para evitar el flujo.

Válvula de seguridad del sondeo - También llamada válvula inferior del vastago de perforación.

Válvula dummy - Válvula ciega que se coloca en un mandril de gas-lift para bloquear la comunicación anular con el tubing.

Válvula esclusa - válvula provista de una esclusa corrediza para abrir y cerrar el paso.

Válvula esclusa maestra - Válvula de gran tamaño ubicada en el árbol de navidad que se utiliza para controlar el flujo de petróleo y gas del pozo. 2. Esclusas ciegas de un preventor de reventones.

Válvula esférica - Dispositivo de control de flujo provisto de una bola con un mecanismo rotativo para abrir/cerrar el tubo.

Válvula inferior del vastago de perforación - Válvula de apertura completa instalada inmediatamente debajo del vastago de perforación, cuyo diámetro externo es igual al de la unión doble.

Válvula maestra de línea del estrangulador - Válvula en el estrangulador y en la línea de salida que está mas cercana al conjunto preventer. Su función es la de detener el flujo a través del estrangulador y la línea de salida.

Válvula móvil - Una de las dos válvulas que forman parte de un sistema de bombeo de varillas. La válvula móvil se desplaza con el movimiento de la columna de varillas. En la embolada ascendente, el miembro de bola de la válvula se asienta y sostiene la carga de fluido. En la embolada descendente se da el proceso inverso, lo que permite que el fluido entre a la columna de producción.


15 - GLOSARIO 15-48

Válvula superior del vastago de perforación - Válvula instalada entre la cabeza de inyección y el vastago de perforación. Cuando se produce un contraflujo de alta presión en el interior de la columna de sondeo, la válvula se cierra para bloquear el acceso de la presión a la cabeza de inyección y a la manguera de inyección.

Válvula tapón - Válvula con un mecanismo de trabajo que consiste en un tapón con un agujero que lo atraviesa por el eje que coincide con la línea de flujo. Al hacer girar el tapón 90 grados, la válvula se abre o se cierra.

Varilla corta de bombeo - 1. Varilla de bombeo de longitud inferior a los 25 pies. 2. Varilla unida a la varilla de conexión y al vastago del émbolo de una bomba de lodo.

Varilla de bombeo - Barra de acero especial; varias de estas barras atornilladas entre sí constituyen el vínculo mecánico entre la unidad de bombeo a balancín en la superficie y la bomba de varillas en el fondo de un pozo. Las varillas de bombeo tienen ambos extremos roscados. La API establece dimensiones estándar exactas y especificaciones acerca de los metales para la fabricación de estas varillas. La longitud va desde 25 pies (7,62 m) hasta 30 pies (9,144 m), con diámetros que van desde 1/2 pulgada (12 mm) hasta 11/8 de pulgada (28 mm).

Varilla, colgador de - Elemento que se utiliza para colgar las varillas de succión en el mástil o en la torre.

Varilla, elevadores de - Instrumento utilizado para extraer varillas de succión. Tiene una manija adosada al gancho de la varilla para extraer o correr las varillas de succión.

Varilla, escurridor de - Instrumento que se utiliza cuando las varillas están cubiertas con petróleo crudo o cuando el pozo circula a través del tubing mientras se están sacando las varillas. Se trata de una especie de preventor de reventones.

Varilla, gancho de - Pequeño gancho giratorio que posee un candado automático, de rápido manejo, para cerrar la apertura del gancho cuando el peso queda suspendido del mismo.

Varilla, preventor de reventones de - Una esclusa (ariete) utilizado para cerrar el espacio anular alrededor de la varilla lisa o de succión en un pozo de bombeo.

Varillas, sarta de - Sarta de varillas de succión; longitud total de las varillas de succión que, por lo general, consiste en diversas varillas simples que se enroscan unas con las otras. La sarta de varillas cumple la función de unión mecánica desde la viga de la unidad de bombeo, que se encuentra en la superficie hasta la bomba de succión, cercana al fondo del pozo.

Vastago de bombeo - La última parte de una columna de bomba a varillas, que se utiliza para extraer fluido a través del método de bombeo a varilla. Presenta un diámetro uniforme y está pulida para lograr una presión de sello eficaz de la caja de estopas, fijada a la parte superior del pozo.

Vastago de perforación - 1. Sección de tubería cuadrada y de paredes gruesas que opera a través de un orificio en la mesa rotativa y que imprime rotación a la columna de sondeo. 2. Sección de acero resistente y de paredes gruesas, de cuatro o seis lados, que cuelga de la cabeza de inyección y que atraviesa la mesa rotativa. Está conectada a la primera de las barras de sondeo para poder rotar la columna de sondeo a medida que gira la mesa rotativa. Está provista de un orificio que permite el pasaje de fluidos para ser circulados al interior de la columna de sondeo para luego ascender por el espacio anular, o viceversa.

Velocidad - Relación entre el tiempo y el espacio de un movimiento en una determinada dirección y sentido. Es una medida del flujo de fluido y puede expresarse en términos de velocidad lineal, velocidad de masa, velocidad volumétrica, etc. La velocidad es uno de los factores que contribuyen a la capacidad de arrastre de un fluido de perforación.

Velocidad anular - Velocidad de un fluido que se desplaza por el espacio anular.

Velocidad crítica - Velocidad en el punto de transición entre el flujo laminar y el flujo turbulento de un fluido. Este punto se presenta en un rango de transición de números de Reynolds de entre 2000 y 3000 aproximadamente.

Velocidad de deslizamiento - Diferencia entre la velocidad anular del fluido y la velocidad de remoción de un recorte desde el pozo.

Ventear - Descargar gas de un pozo.

Vestigios - Presencia de petróleo o gas en recortes, muestras o testigos, en el fluido de perforación.

Viscometer - Viscosímetro de corte rotativo que se utiliza para medir la viscosidad y la fuerza gel de fluidos e perforación.

Viscosidad - Resistencia interna que opone un fluido al flujo. Este fenómeno se atribuye a la atracción entre las moléculas de un líquido y ai medio líquido, y es una medida de los efectos combinados de las partículas en suspensión. A mayor resistencia, mayor viscosidad. La viscosidad de los productos de petróleo se suele expresar en términos del tiempo que se requiere para que un determinado volumen de fluido fluya a través de un orificio de un tamaño específico.

Viscosidad aparente - La viscosidad que aparenta tener un fluido en un determinado instrumento a una velocidad de corte dada. Es una función de la viscosidad plástica y el punto de fluencia. La viscosidad


15 - GLOSARIO 15-49

aparente en centipoises, según el viscómetro de lectura directa (véase), es igual a Vi de la lectura de 600 rpm. En un fluido Newtoniano, la viscosidad aparente es numéricamente igual a la viscosidad plástica.

Viscosidad cinemática - Relación entre la viscosidad (ej. cp en g/cm-seg.) y la densidad (ej. g/cc) de un fluido, con la utilización de unidades coherentes entre sí. En muchos viscosímetros comerciales la viscosidad cinemática se mide en términos del tiempo de efusión (en segundos) de un volumen fijo de líquido a través de un tubo capilar u orificio estándar.

Viscosidad de embudo Marsh - Denominada comúnmente viscosidad de embudo. La viscosidad de embudo Marsh expresa la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto de galón de fluido fluya a través de un embudo Marsh. En algunas áreas, la cantidad de efusión es de 1000 ce. Ver instrucciones en el API RP 13B.

Viscosidad plástica - Propiedad absoluta de circulación que indica la resistencia de ciertos tipos de fluido. La viscosidad plástica es una medida de la resistencia interna a la circulación del fluido, que se puede atribuir a la cantidad, al tipo y al tamaño de los sólidos existentes en un fluido determinado. Se expresa en dinas por centímetro cuadrado de fuerza de corte tangencial, excediendo el valor cedente Bingham que va a inducir a una unidad de velocidad de corte. El valor resultante, expresado en centipioses, es proporcional a la pendiente de la curva de consistencia determinada en la región de flujo laminar para los materiales que se adecúen a la Ley Bingham de flujo plástico. Al utilizar el Viscosímetro de indicación directa, se obtiene la viscosidad plástica restando la lectura a 300 rpm de la lectura a 600 rpm.

Viscosímetro - Aparato que se utiliza para determinar la viscosidad de un fluido o suspensión. Los viscosímetros presentan considerables diferencias en cuanto a diseño y métodos de comprobación.

Viscosímetro de lectura directa - Se lo suele llamar medidor V-Pe (viscosidad-peso específico). Es un instrumento de tipo rotativo impulsado por motor eléctrico o por palanca de mano, y se lo utiliza para determinar la viscosidad aparente, la viscosidad plástica, el punto de fluencia, y la fuerza gel (véanse), de los fluidos de perforación. Las velocidades habituales son de entre 600 y 300 r.p.m.

VITON - Fluorelastómero con capacidad de sellado en gas agrio.

VSSCS (SCSSV) - Válvula de seguridad de subsuelo controlada desde la superficie.

W

WOC - Waiting-on-cement - En fragüe de cemento.

WOE - Waiting-on-engineering - En operaciones de ingeniería.

WOG - Water-oil-gas - Gas de agua-petróleo/Agua-Petróleo-Gas.

Y

Yacimiento - Área geográfica en la que una cierta cantidad de pozos petrolíferos o de gas produce de un reservorio continuo. La palabra “yacimiento" puede referirse sólo al área de superficie o puede incluir las formaciones productivas subterráneas. En un solo yacimiento puede haber varios reservorios a diferentes profundidades.

Yeso - Se suele encontrar yeso durante las perforaciones. Se presenta en cordones delgados (formaciones filiformes o en formaciones masivas).

Z

Zapato del casing - Sección de acero, corta, hueca y cilindrica, con el extremo inferior redondeado, que se coloca en el extremo de la columna de casing para actuar como zapato de refuerzo y para eliminar todas las protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing. También se lo llama zapato guía. Ver zapato guía.

Zapato flotador - Herramienta cilindrica provista de un válvula de movimiento vertical que se baja en el extremo de la columna de casing para proporcionar flotación y reducir la carga en el gancho del equipo.

Zapato fresador - zapato rotativo.

Zapato guía - Sección de acero, corta, hueca y cilindrica, rellena de goma o concreto, con el extremo inferior redondeado, que se coloca en el extremo de la columna de casing. Impide que el casing quede trabado en una protuberancia del pozo cuando se lo baja. En el centro del zapato hay un pasaje que permite que el fluido de perforación ascienda por el casing en la bajada o que pase el cemento en operaciones de cementación para eliminar todas las protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing.

Zapato lavador - Dispositivo que se utiliza para proteger sellos, niples empaquetadores, etc., durante


15 - GLOSARIO 15-50

operaciones de fresado.

Zapato rotatorio - Zapato cortador adecuado para el extremo inferior de la tubería de lavado y con una "cobertura" de dientes de superficie dura o de carburo tungsteno.

Zaranda para inyección - También llamada zaranda vibratoria.

Zaranda vibratoria - Serie de bandejas con tamices que remueven mediante vibración los recortes del fluido de circulación en operaciones de perforación rotativa. El tamaño de los agujeros en los tamices es seleccionado cuidadosamente de acuerdo al tamaño de los sólidos en el fluido de perforación y el tamaño anticipado de los recortes. También denominada zaranda.

Zona - Una sección de la formación de un pozo.

Zona de producción - Zona productora de hidrocarburos.

Zona petrolífera - Formación u horizonte de un pozo desde donde se puede producir petróleo. En aquellas zonas petrolíferas en las que haya petróleo, gas y agua, la distribución de estos elementos será la siguiente: el petróleo se encontrará inmediatamente debajo de la zona de gas y por encima de la zona de agua, siempre que estén segregados.


16 - REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 16-1

Capítulo 16 - REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Control de Pozos. INTERNATIONAL DRILLING SCHOOL. Norman Archibald. 1995.

Prácticas de Control de Surgencias. Facultad de Ingeniería. UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO. 1996.

Manual de Control de Pozos. WELL CONTROL SCHOOL. 1997.

Manual Operativo de Control de Surgencias. PEXSE S.A. 1994.

Well Control Manual. SEDCO FOREX SCHLUMBERGER. 1991

Instalaciones de Seguridad para Prevención y Control de Surgencias. Carlos Neveu – Rubén Marconi. - Departamento Operativo Perforación Plaza Huincul. YPF. 1990

Normas de Prueba para Preventores de Surgencia. Oscar Guerrero. Departamento Operativo Perforación. Salta. YPF. 1986


17 - ÍNDICE ALFABÉTICO 2

Capítulo 17 - ÍNDICE ALFABÉTICO

Acidificación ................................................................................................................................ 12-9 Acido sulfhídrico (h2s) o gas agrio ............................................................................................. 13-7 Agua ............................................................................................................................................ 1-16 Agujereado de tubería bajo presión (hot tapping) .................................................................... 10-13 Agujeros en la tubería ................................................................................................................. 10-9 Ahogo de un pozo en producción ............................................................................................... 9-23 Antecedentes históricos ................................................................................................................ 3-4 Anticlinales .................................................................................................................................... 3-6 Anulares y derivadores ............................................................................................................... 7-14 Aportar flotación a la columna de perforación o casing ................................................................ 1-4 Aprisionamiento de sondeo .......................................................................................................... 1-5 Árbol de producción ...................................................................................................................... 5-3 Arcillas masivas ............................................................................................................................ 3-6 Aumento de cloruros en el lodo .................................................................................................. 3-18 Aumento del torque y/o del arrastre ........................................................................................... 3-15 Aumento en el contenido de gas ................................................................................................ 3-16 Aumento en la temperatura de la línea de salida ....................................................................... 3-17 Balanceada ................................................................................................................................. 2-16 Bop de esclusas y carreteles de circulación ............................................................................... 7-12 Bop interno .................................................................................................................................. 4-23 Bridas y aros ............................................................................................................................... 4-25 Brindar medio adecuado para operar herramientas. .................................................................. 1-14 Cabeza rotativa (power swivel) ................................................................................................... 4-32 Cálculos ...................................................................................................................................... 14-3 Cálculos de capacidad y volumen .............................................................................................. 14-6 Cálculos de densidad de fluido / lodo ......................................................................................... 14-5 Cálculos para método volumétrico ............................................................................................ 14-11 Cambio de bombas ..................................................................................................................... 10-7 Cambio en el nivel de las piletas .............................................................................................. 10-14 Camisa de circulación ................................................................................................................. 5-10 Canastas recuperadoras y de circulación inversa ...................................................................... 5-14 Capacidades anulares, volúmenes y emboladas ....................................................................... 8-12 Caudal de bombas y desplazamiento ........................................................................................ 14-7 Caudales y presiones de circulación reducida ............................................................................ 8-5 Causas de las surgencias ............................................................................................................. 3-8 Cementador recuperable ............................................................................................................ 5-13 Centrado del conjunto de bop ..................................................................................................... 4-26 Cierre bajando con rotador de superficie (top drive) .................................................................... 7-5 Cierre de pozo .............................................................................................................................. 7-3 Cierre durante la bajada de casing. .............................................................................................. 7-6 Cierre sobre cables de perfilaje .................................................................................................... 7-6 Cierre sobre portamechas ............................................................................................................ 7-5 Circulación con bop rotativa .......................................................................................................... 2-16 Circulación de una surgencia al exterior del pozo ......................................................................... 2-16 Circulación inversa ..................................................................................................................... 9-19 Circulación normal ........................................................................................................................ 2-16 Colchones y tapones .................................................................................................................. 1-19 Colgador de tubería auxiliar de revestimiento .............................................................................. 5-7 Collar de flujo .............................................................................................................................. 5-12 Columna de trabajo ....................................................................................................................... 5-7 Cómo determinar la naturaleza de la afluencia ............................................................................ 6-3 Cómo se predicen las presiones de formación ............................................................................. 3-3 Complicaciones operativas ......................................................................................................... 10-3 Comportamiento de las surgencias .............................................................................................. 6-3 Comportamiento y solubilidad del gas ........................................................................................ 6-12 Concepto de tubo en "u" .................................................................................................................. 2-6 Conexiones de estrangulador y líneas de ahogo ....................................................................... 4-26 Congelamiento .......................................................................................................................... 10-12



Consideraciones sobre presión anular .............................................................................................. 8-9 Contadores de emboladas ......................................................................................................... 4-32 Contaminación ambiental ............................................................................................................. 1-5 Contaminación del cemento ......................................................................................................... 1-6 Control de arena ....................................................................................................................... 12-10 Control de pozo con pérdida parcial de circulación .................................................................... 10-3 Control de pozo con pérdida total de retorno ............................................................................. 10-4 Control de pozo en perforación con aire ................................................................................. 9-20 Control de presión ...................................................................................................................... 1-14 Controlar la presión anular ........................................................................................................... 1-4 Corrosión del casing y la columna de sondeo .............................................................................. 1-5 Corrosión grave en la tubería dificulta la sacada ....................................................................... 10-5 Cristalización .............................................................................................................................. 1-18 Cualidades necesarias en los fluidos de reparación .................................................................. 1-12 Cuándo ocurren las surgencias .................................................................................................. 3-18 Daño o falla en el casing ............................................................................................................ 10-3 Daños a la formación .................................................................................................................... 1-5 Decantación de recortes en las piletas ......................................................................................... 1-6 Densidad ....................................................................................................................................... 1-6 Densidad de salmueras .............................................................................................................. 1-17 Densidad del lodo de ahogo ............................................................................................................. 8-6 Densidad equivalente de lodo ...................................................................................................... 2-12 Densidad insuficiente del fluido .................................................................................................... 3-8 Desabollador rotativo (casing roller) ........................................................................................... 5-15 Desgasificadores ........................................................................................................................ 4-21 Desgaste prematuro de la bomba de lodo ................................................................................... 1-6 Desmoronamiento de arcillas ..................................................................................................... 3-16 Desviación del pozo .................................................................................................................. 12-13 Detección de punto libre ........................................................................................................... 10-10 Detectores de gas ....................................................................................................................... 4-30 Disminución de densidad de las arcillas ..................................................................................... 3-17 Disminución en la presión de bombeo y/o aumento en el caudal de bombeo ........................... 3-19 Domos salinos .............................................................................................................................. 3-6 Ecuaciones relacionadas con presión y surgencia ................................................................................... 14-11 Efectos no deseados .................................................................................................................... 1-5 El bop y su conjunto ..................................................................................................................... 4-3 El conjunto preventor de reventones (bop) .................................................................................. 4-3 El pozo fluye ............................................................................................................................... 3-19 El pozo no desplaza correctamente en la bajada ...................................................................... 3-20 Elementos empaquetadores (packer) .......................................................................................... 4-7 Embudo mezclador tapado ......................................................................................................... 10-9 Empaquetador .............................................................................................................................. 5-7 Enfriamiento y lubricación .......................................................................................................... 1-14 Enfriar y lubricar la columna de perforación ................................................................................. 1-4 Ensayo de filtrado de baja presión ............................................................................................... 1-9 Ensayo de pozo (dst) .................................................................................................................. 12-7 Equipamiento de cabeza de pozo ................................................................................................ 5-3 Equipamiento del pozo ................................................................................................................. 5-3 Equipo de manejo de gas ........................................................................................................... 4-20 Erosión del pozo ........................................................................................................................... 1-5 Esclusas ....................................................................................................................................... 4-7 Esclusas ciegas/de corte ............................................................................................................ 4-10 Esclusas de cierre total................................................................................................................. 4-9 Esclusas de corte ......................................................................................................................... 4-9 Esclusas de diámetro variable .................................................................................................... 4-10 Esclusas de tubería ...................................................................................................................... 4-8 Estrangulador ajustable .............................................................................................................. 4-18 Estrangulador ajustable a control remoto (choke hidráulico) ..................................................... 4-19 Estrangulador fijo (portaorificio) .................................................................................................. 4-18 Estrangulador manual ajustable (válvula aguja) ........................................................................ 4-18 Estranguladores .......................................................................................................................... 4-18 Evitar la caída de los recortes cuando se detiene la circulación .................................................. 1-4



Expansión controlada ................................................................................................................... 6-7 Expansión del gas ......................................................................................................................... 6-5 Expansión descontrolada .............................................................................................................. 6-7 Fallas ............................................................................................................................................. 3-5 Fluido de empaque ..................................................................................................................... 1-18 Fluidos de base acuosa o convencionales (lodos) ..................................................................... 1-18 Fluidos de base petróleo (emulsiones de petróleo en agua y de agua en petróleo).................. 1-16 Fluidos de carga de acumulador ................................................................................................ 4-14 Fluidos de perforación .................................................................................................................. 1-3 Fluidos de reparación ................................................................................................................. 1-12 Formulas para maniobras ......................................................................................................... 14-13 Fresa ........................................................................................................................................... 5-14 Fresado ..................................................................................................................................... 10-12 Funciones .................................................................................................................................... 1-13 Funciones generales ..................................................................................................................... 1-3 Fundamentos de control de pozos ............................................................................................... 8-3 Gas .............................................................................................................................................. 1-16 Gas en la boca del pozo ............................................................................................................... 6-4 Gases tóxicos.............................................................................................................................. 13-6 Gradiente de presión .................................................................................................................... 2-4 Herramientas de pesca ............................................................................................................. 10-11 Herramientas de pesca auxiliares ............................................................................................ 10-12 Hoja de cálculos de ahogue ...................................................................................................... 14-8 Indicadores de presión anormal mientras se perfora ................................................................. 3-14 Influencia de la posición de la surgencia ...................................................................................... 6-9 Información de mwd .................................................................................................................... 3-17 Inspección del bop y procedimientos de prueba ........................................................................ 7-12 Instalación del árbol .................................................................................................................... 13-8 Instalación del conjunto de bop .................................................................................................. 4-25 Instrumentos de perfilaje para medir presión ............................................................................... 3-7 Interpretaciones sísmicas ............................................................................................................. 3-4 Introducción a los fluidos .............................................................................................................. 1-3 Inyección a presión (bullheading) ............................................................................................... 9-23 Inyección de cemento a presión ................................................................................................. 12-3 Inyección de fluido sin purga (bullheading) ............................................................................. 9-18 Inyección gasificada .................................................................................................................... 6-11 Inyección y purga ........................................................................................................................ 9-17 Junta de abrasión ......................................................................................................................... 5-9 La presión de caudal reducido no está disponible ..................................................................... 10-6 Las barras salen llenas ............................................................................................................... 3-20 Lavadora de circulación .............................................................................................................. 5-14 Ley general de los gases .............................................................................................................. 6-5 Línea de llenado ......................................................................................................................... 4-26 Llenado deficiente del pozo .......................................................................................................... 3-8 Llenado deficiente durante la sacada de tubería ........................................................................ 3-19 Lubricar y purgar ......................................................................................................................... 9-24 Mandril ........................................................................................................................................ 5-11 Manifold de ahogo ...................................................................................................................... 4-16 Manómetros ................................................................................................................................ 4-33 Mantenimiento preventivo ........................................................................................................... 4-11 Márgenes de carrera y de seguridad ......................................................................................... 2-15 Máxima presión en superficie estimada por surgencia ................................................................ 6-9 Mecánica de las surgencias .......................................................................................................... 6-3 Medición de campo de los fluidos de perforación ......................................................................... 1-6 Medidor de volumen de fluido ..................................................................................................... 4-27 Método "espere y densifique" .......................................................................................................... 9-10 Método concurrente .................................................................................................................... 9-14 Método del perforador ................................................................................................................... 9-3 Método volumétrico de control de pozos .................................................................................... 9-15 Métodos de control de pozos ........................................................................................................ 9-3 Métodos de presión de fondo de pozo constante ......................................................................... 8-3 Migración de gas ........................................................................................................................... 6-8



Modificaciones a los procedimientos de cierre ............................................................................. 7-5 Niple de alojamiento ................................................................................................................... 5-11 Niple de asiento .......................................................................................................................... 5-11 Niple empaquetador ..................................................................................................................... 5-9 No afectar al personal ni al medio ambiente .............................................................................. 1-15 No dañar el equipamiento de superficie ..................................................................................... 1-15 No dañar el equipamiento del pozo ............................................................................................ 1-15 No producir daño a formaciones en producción ......................................................................... 1-14 Nomenclatura para las ecuaciones ............................................................................................. 14-4 Obstrucciones en el pozo ........................................................................................................... 3-13 Operación de fracturación ........................................................................................................ 12-11 Operaciones de sacar ó bajar con el preventor anular .............................................................. 11-4 Organización de las operaciones para ahogar un pozo ............................................................. 13-3 Organización del conjunto de bop ................................................................................................ 4-3 Origen y detección de surgencias ................................................................................................ 3-3 Pera desabolladora ..................................................................................................................... 5-15 Pérdida de circulación ......................................................................................................... 1-5, 3-12 Pérdidas de presión y presiones de circulación ........................................................................ 2-13 Permitir que el equipamiento del pozo pueda bajarse en tiempo razonable y forma segura .... 1-14 Permitir transmitir información de fondo de pozo ......................................................................... 1-5 Pesca ........................................................................................................................................ 10-10 Petróleo ...................................................................................................................................... 1-15 Piletas o tanques ........................................................................................................................ 4-27 Pistoneo o compresión ............................................................................................................... 3-11 Planeamiento geológico ............................................................................................................... 3-4 Planilla de ahogo para método del perforador ......................................................................... 14-15 Planilla de ahogo para método espere y densifique ................................................................ 14-16 Por qué puede aumentar la presión de formación ....................................................................... 3-4 Porosidad y permeabilidad ............................................................................................................... 2-7 Pozo estático: ............................................................................................................................... 2-16 Precarga de nitrógeno ................................................................................................................ 4-14 Presencia de gas por formación presurizada ............................................................................. 3-16 Presión de casing excesiva ........................................................................................................ 10-8 Presión de cierre de casing ........................................................................................................ 8-6 Presión de cierre del sondeo .......................................................................................................... 8-5 Presión de compresión Y DE PISTONEO ......................................................................................... 2-15 Presión de fondo de pozo ........................................................................................................... 2-15 Presión de formación ................................................................................................................. 2-7 Presión de fractura .................................................................................................................... 2-9 Presión diferencial (condiciones estáticas) ................................................................................ 2-16 Presión final de circulación ............................................................................................................ 8-7 Presión hidrostática ...................................................................................................................... 2-5 Presión inicial de circulación ........................................................................................................ 8-7 Presión que ejerce un fluido ............................................................................................................... 2-3 Presiones de cierre ..................................................................................................................... 10-5 Presiones de surgencia .............................................................................................................. 6-10 Preventores anulares .................................................................................................................... 4-4 Preventores anulares de propósito especial ................................................................................ 4-6 Principios de la presión ...................................................................................................................... 2-3 Problemas con el equipamiento/fallas ........................................................................................ 3-13 Problemas de circulación, compresión y pistoneo ....................................................................... 1-5 Problemas de contaminación ..................................................................................................... 1-12 Procedimiento de puesta en línea de la bomba ......................................................................... 8-10 Procedimientos ............................................................................................................................. 7-3 Procedimientos con bop rotativa .................................................................................................. 7-9 Procedimientos de cierre con tubería en fondo de pozo .............................................................. 7-4 Procedimientos de cierre de pozo durante la bajada o sacada de tubería .................................. 7-4 Procedimientos de derivación durante la maniobra ..................................................................... 7-9 Procedimientos de derivación durante la perforación .................................................................. 7-8 Procedimientos de espaciamiento y suspensión ......................................................................... 7-5 Procedimientos de prueba del acumulador y bop ...................................................................... 7-11 Procedimientos de verificación de flujo ........................................................................................ 7-3



Profundidades, pvv y pm ................................................................................................................ 2-4 Profundización .......................................................................................................................... 12-13 Programación y simulacros de surgencias ................................................................................. 7-16 Propiedades reológicas ................................................................................................................ 1-7 Proveer energía hidráulica ................................................................................................... 1-4, 1-14 Proveer un medio adecuado para el perfilaje ............................................................................... 1-4 Prueba de admisión ó pérdida ...................................................................................................... 2-10 Prueba de capacidad de cierre del acumulador ......................................................................... 7-12 Prueba de cloruros ...................................................................................................................... 1-10 Prueba de integridad de formación ............................................................................................ 2-10 Prueba del árbol de producción o surgencia .............................................................................. 7-16 Pruebas de integridad de formación ................................................................................................ 2-9 Punzado ...................................................................................................................................... 12-5 Que es el factor 0,052? (0,1) ....................................................................................................... 2-3 Que es presión? ............................................................................................................................. 2-3 Que es una surgencia? ................................................................................................................. 3-3 Rascadores de cañería ............................................................................................................... 5-15 Rastros de gas o petróleo durante la circulación ........................................................................ 3-19 Reducción de la velocidad de penetración del trépano ................................................................ 1-5 Registro gráfico del descenso de la presión ..................................................................................... 8-7 Registro previo de información ..................................................................................................... 8-3 Relación entre la densidad de fluido estimada y la presión ..................................................... 2-11 Remoción del árbol de producción ............................................................................................... 5-4 Remoción del árbol y colgador de tubing ................................................................................... 13-9 Reparación de pozos .................................................................................................................. 12-3 Requerimientos de densificante ................................................................................................ 8-12 Requisitos de capacidad de cierre del acumulador .................................................................... 7-11 Requisitos de volumen ................................................................................................................ 4-13 Responsabilidades ........................................................................................................................ 7-9 Rotador de superficie (top drive) ................................................................................................ 4-32 Sacar o bajar tubería bajo presión .............................................................................................. 11-3 Se incrementa el nivel en las piletas de inyección ..................................................................... 3-19 Seguridad general para los fluidos ............................................................................................. 1-20 Sensor de retorno de línea de flujo ............................................................................................. 4-26 Señales de advertencia .............................................................................................................. 3-18 Separadores de gas .................................................................................................................... 4-21 Sistema de circulación ................................................................................................................ 4-34 Sistemas de alarma .................................................................................................................... 4-33 Sistemas de información ............................................................................................................. 4-34 Sistemas derivadores ................................................................................................................. 4-30 Situación de no expansión ............................................................................................................ 6-6 Sobrebalanceada .......................................................................................................................... 2-16 Soportar las paredes del pozo ...................................................................................................... 1-4 Subbalanceada ............................................................................................................................. 2-16 Surgencias con el sondeo fuera del pozo ............................................................................................. 9-22 Surgencias con la tubería fuera del pozo ................................................................................... 3-21 Surgencias cuando se ha retirado la tubería del pozo ................................................................. 7-7 Surgencias de gas ........................................................................................................................ 7-8 Surgencias de gas con fluidos base petróleo. ............................................................................ 6-11 Surgencias de petróleo y de agua ................................................................................................ 6-4 Surgencias durante el entubado ................................................................................................. 3-21 Surgencias durante el perfilaje ................................................................................................... 3-21 Surgencias durante la cementación del casing .......................................................................... 3-22 Surgencias líquidas ....................................................................................................................... 6-4 Surgencias múltiples ................................................................................................................... 6-11 Suspensión de materiales cuando se detiene la circulación. ..................................................... 1-13 Tabla de presión ............................................................................................................................. 8-8 Tanque de maniobra ................................................................................................................... 4-27 Tapón retenedor de cemento ...................................................................................................... 5-14 Taponamiento ........................................................................................................................... 12-12 Taponamiento de las boquillas del trépano ................................................................................ 10-7 Tapones de abandono .............................................................................................................. 12-13



Tapones de cemento .................................................................................................................. 10-5 Tapón-puente ............................................................................................................................... 5-9 Temas especiales ....................................................................................................................... 13-3 Temperatura ...................................................................................................................... 1-10, 1-15 Tiempo de retraso ....................................................................................................................... 8-11 Tiempo ó emboladas para llegar al trepano .................................................................................... 8-11 Tipos comunes de fluido ............................................................................................................. 1-15 Tipos de fluidos de perforación .................................................................................................. 1-11 Totalizadores de volumen de fluido en las piletas ...................................................................... 4-28 Transportar recortes a la superficie .............................................................................................. 1-3 Transporte de materiales necesarios y de desecho hacia y desde el pozo. .............................. 1-13 Tubería aprisionada .................................................................................................................... 10-9 Tubería auxiliar de revestimiento ................................................................................................. 5-6 Tubería de producción .................................................................................................................. 5-7 Tubería de revestimiento .............................................................................................................. 5-5 Tubing tapado ............................................................................................................................. 10-9 Un reventón es una surgencia que no ha sido controlada ........................................................... 6-3 Unidad de coiled tubing .............................................................................................................. 9-24 Unidad de snubbing .................................................................................................................... 9-25 Unidades acumuladoras de presión ........................................................................................... 4-11 Unidades de inserción de tuberías bajo presión, tuberías continuas y tubings de diámetro pequeño. ................................................................................................................................... 11-10 Unión de seguridad ..................................................................................................................... 5-10 Uso de esclusas de tubería en la bajada ....................................................................................... 11-7 Uso de esclusas de tubería en la sacada ..................................................................................... 11-9 Uso del preventor anular en la bajada ........................................................................................ 11-4 Uso del preventor anular en la sacada ...................................................................................... 11-5 Válvula de gas lift ........................................................................................................................ 5-12 Válvula flotadora de retención en la columna ............................................................................ 10-7 Válvula inferior del vástago ........................................................................................................ 4-23 Válvula superior del vástago ...................................................................................................... 4-22 Válvulas de contrapresión .......................................................................................................... 4-24 Válvulas de seguridad ó válvulas guía ....................................................................................... 4-23 Válvulas de seguridad y flotadoras ............................................................................................. 4-22 Variaciones en el exponente 'd" normal ..................................................................................... 3-16 Variaciones en el peso del sondeo ............................................................................................. 3-20 Variaciones en la forma y tamaño de los recortes ..................................................................... 3-15 Variaciones no esperadas en la tasa de penetración ................................................................ 3-14 Verificar aumento en el caudal de retorno.................................................................................. 3-18 Zonas depletadas ......................................................................................................................... 3-7 Zonas sobrepresionadas .............................................................................................................. 3-7

01 Manual Del Participante Well Control

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