07 Wc Methods

CHAPTER

3CAPTULO

7

Se requieren

matemticas bsicas

para toda operacin

de controlar un pozo.

MTODOS PARA CONTROLAR POZOS

7-1

ay muchas tcnicas para controlar un pozo. Ya sea que haya ocurrido una surgencia durante la perforacin o el reacondicionamiento o si

hay que controlar un pozo vivo, los fundamentos son los mismos. Estos mtodos mantienen la presin en el fondo del pozo al nivel deseado, lo cual normalmente es igual a o por encima de la presin de la formacin para as evitar un mayor influjo del fluido de la formacin. En los pozos vivos, no siempre es deseable matar el pozo, sino ms bien, controlar la presin en un nivel que se pueda manejar y que sea seguro. Algunas tcnicas proveen las mtodos para la circulacin de un fluido de control o para que el pozo alcance el nivel deseado de control de presin. Otras tcnicas de bombeo permiten que se bombee un fluido en el pozo sin retornarlo a la superficie. Las tcnicas que no tienen que ver con el bombeo permiten controlar la presin de la formacin y/o permiten que una herramienta entre o salga del pozo con deslizamiento. Todas estas tcnicas tienen metas comunes: controlar el influjo de la formacin que est produciendo y evitar tambin la prdida de circulacin. La diferencia en estos mtodos est en si se incrementa el peso

H

7-2CAPTULO 7

marcha los procedimientos de control correctos hasta que se pueda empezar con la operacin de matar el pozo (a no ser que se indique de otra manera).

Durante cualquier operacin para controlar un pozo, la recoleccin de datos y la documentacin son herramientas valiosas, ayudando a organizar la operacin y a dar confianza a aquellos que estn realizando el trabajo. La cuadrilla puede saber qu est pasando y sentir que tienen el control de la situacin. Pero el tener la documentacin apropiada es uno de los aspectos ms descuidados de las operaciones para controlar pozos. Registros claros y concisos son esenciales para asegurar que se mantenga la presin apropiada y que se puedan identificar y evaluar las tendencias. Se deben documentar los sucesos inusuales. Las soluciones a muchas complicaciones son evidentes cuando hay buenos registros que ilustran el problema.

Las presiones de circulacin, el volumen bombeado (muchas veces expresado en golpes de la bomba), las propiedades del fluido (por ejemplo, su densidad y viscosidad), los cambios en las fosas y la posicin del estrangulador deberan ser todos anotados. El cuadro abajo es un ejemplo de lo mnimo que se debera registrar.

del fluido y si habr circulacin dentro del pozo. Los principios en este captulo estn bien establecidos y funcionan igualmente bien en todas las aplicaciones (perforacin, rehabilitacin, terminacin) donde ameritan.

Este captulo habla sobre diferentes Mtodos de mantener una Presin Constante en el Fondo del Hoyo para controlarlo y los mtodos para la respuesta con estrangulador. Si la meta es la de retirar el fluido del brote o surgencia, hay dos tcnicas para evitar que haya un influjo adicional. El primero es el de agregar suficiente contrapresin en la columna actual de fluido para igualar la presin de la formacin. El segundo es el de mantener suficiente contrapresin y desplazar el fluido original en el pozo ms un fluido que sea lo suficientemente denso como para igualar o sobrepasar la presin de la formacin.

Nota: La Presin de Cierre en la Tubera de Perforacin (SIDPP), la Presin de Cierre en el Tubing (SITP) y la Presin de Cierre de Tubera Flexible (SICTP) se refieren todas a la misma presin, la presin que est del lado de la bomba en el tubo en forma de U. La Presin Encerrada en el cabezal de la Tubera de revestimiento (SIWHAP) se refiere a la presin del lado del estrangulador en el tubo en forma de U. Aunque estos trminos se pueden intercambiar entre s, se presenta el uso ms comn basado en las aplicaciones especficas. Adems, las tcnicas que se presentan en esta seccin suponen que se conocen las presiones de cierre correctas y que se han puesto en

Uno de los aspectos ms

descuidados en las operaciones

para controlar un pozo es la

documentacin apropiada.

CMO DOCUMENTAR EL CONTROL DEL POZO

Hoja de Datos para Operaciones de Control de Pozos

HORAGOLPES O VOLUMEN

PRESIN DE CIRCULACIN

TERICO

PRESIN DE CIRCULACIN

REALAJUSTE DE LA PRESIN

+/- PSI @ STKS. ADJ GOLPES DESPUS

PRESIN ACTUAL DE LA TUBERA DE

REVESTIMIENTO

DENSIDAD Y VISCOSIDAD DEL FLUIDO QUE ENTRA

DENSIDAD Y VISCOSIDAD DEL FLUIDO QUE SALE

POSICIN DEL ESTRANGULADOR,

% ABIERTO

NIVEL DE LA

PILETA. COMENTARIOS

7-3MTODOS PARA CONTROLAR POZOS

BOMBA

Pileta

ANNULAR

RAM

RAM

RAM

HCR

TUBERA DE REVESTIMIENTO

DIMETRO EXTERIOR 9-5/8

DIMETRO INTERIOR 8.835

PESO 40 lbs/pie

GRADO N-80

RESISTENCIA INTERNA (100%) 5750 psi

LARGO TVD (PROF. VERTICAL) 5000 pie

LARGO MD (PROF. MEDIDA) 5000 pie

EN ESTE CAPTULO SE USARN ESTOS DATOS DEL POZO A NO SER QUE SE INDIQUE LO CONTRARIO.

BOMBA #1 6 16 Duplex BARRILES POR EMBOLADA 0.157 bbls/stk

BOMBA #2 5-1/2 16 Duplex BARRILES POR EMBOLADA 0.126 bbls/stk

PRESIN MXIMA DE LA BOMBA 3950 psi

MXIMA PRESIN DEL CONJUNTO BOP 10000 psi

VOLUMEN EN PILETAS ACTIVAS ? bbls

VOLUMEN EN LNEA DE SUPERFICIE 3.5 bbls

PESO ACTUAL DEL LODO 12.5 ppg

PESO DEL LODO EN LA PILETA DE RESERVA 11.7 ppg

TUBERA DE PERFORACION



PESO 16.6 lbs/pie

CAPACIDAD 0.01422 bbls/pie

LARGO 9450 pie

PORTAMECHAS



CAPACIDAD 0.00768 bbls/pie

LARGO 550 pie

DIMETRO DEL POZOZ 8-1/2 trpano

con tres jets de 10/12PROFUNDIDAD DEL POZO

TVD (Prof. Vertical) 10000 pie

MD (Prof. Medida) 10000 pie

PRUEBA DE INTEGRIDAD/ADMISIN O FRACTURAPESO DEL LODO DURANTE LA 10.0 ppg

PRUEBA DE INTEGRIDAD/ADMISIN O FRACTURAPRESIN DE PRUEBA 1600 psi

PROFUNDIDAD DE LA PRUEBA (ZAPATA O ZONA DBIL)TVD 5030 pie

1. USE LA BOMBA #1

VELOCIDAD DE LA TASA DE CONTROL DE POZO ________ spm

PRESIN DE LA BOMBA ________ psi

2. GOLPES PARA DESPLAZAR LA TUBERA 905 stks

3. GOLPES DESDE FONDO HACIA ARRIBA 3323 stks

4. GOLPES, CIRCULACIN TOTAL 4228 stks

BOMBA #1 A VELOCIDAD LENTA DE BOMBEO PRESIN SPM BPM (PSI) 16 2,50 350 24 3,75 770

32 5,00 1.350

USE LA BOMBA #1 A 24 SPM

SIDP 520 psi

SICP 820 psi

ICP 1290 psi

FCP 832 psi

VOLUMEN DE LA SURGENCIA O GANANCIA 16 bbls

7-4CAPTULO 7

Si se mantiene la presin en o a

travs del estrangulador se

controla la presin en todo el pozo.

Hay tres mtodos comunes que se usan para la circulacin en el control de pozos. Son el Mtodo del Perforador, el Mtodo de Esperar y Pesar y el Mtodo Concurrente.

Las diferencias entre los mismos son cundo hay que circular la surgencia y sacarla del pozo, y cundo bombear el fluido de control si se ha decidido que se matar el pozo. Todos stos son mtodos a presin constante en el fondo del pozo. Esto significa que despus de que se cierra el pozo, hasta el momento en que se lo controla, la presin en el fondo del pozo debe mantenerse en, o un poco por encima de la presin de la formacin. Si se puede lograr esto sin perder la circulacin y sin una falla de los equipos, se puede controlar el pozo sin la toma de ms fluido desde la formacin.

Se debe conocer lo siguiente bien a fondo, antes de iniciar alguna tcnica para controlar un pozo.

RESPUESTA DEL ESTRANGULADOREs esencial tener conocimientos sobre lo que

hay que esperar en cualquier operacin de control de pozo. Si se mantiene la presin en o a travs del estrangulador, se controla la presin en todo el pozo. Respuestas inapropiadas pueden llevar a un influjo adicional, fallas en la formacin y/o los equipos.

Hay varios momentos crticos en los que se debe tomar una accin apropiada:

w El arranque de la bomba: A medida que se conecta la bomba, se impondr un incremento en la presin que se sentir en todo el sistema. A medida que la presin en la tubera de revestimiento comienza a incrementarse, se debe abrir rpidamente el estrangulador de su posicin cerrada para permitir que el fluido se purgue a travs del mismo, pero slo hay que abrirlo lo suficiente para que la presin se mantenga constante. Si la presin del hoyo se incrementa demasiado, pueden haber prdidas o daos en la formacin. Si se deja que las presiones bajen por debajo del valor del cierre, puede haber un influjo adicional. Esto se explica con ms detalle, ms adelante en esta seccin.

w Ajustes apropiados del estrangulador: Una vez que la bomba est funcionando a la velocidad correcta, se hacen los ajustes para mantener la presin de circulacin apropiada. Si cree que la presin de la tubera de perforacin est demasiada alta, hay que determinar la cantidad en exceso con la mayor exactitud posible. Esta es la cantidad de presin que debe ser purgada desde la tubera de revestimiento, por medio de ajustes con el estrangulador. Hay que determinar la presin que se debe purgar de la tubera de revestimiento para poder corregir la presin de circulacin en la tubera de perforacin. Se puede determinar esto con la calculadora, el incremento de la lnea en

Determine el Ajuste del Estrangulador

PUMP

Determine el Ajustedel EstranguladorDetermine C hoke

A djus tement

Ajuste el Estrangulador Lentamente Determined por

la Presin Determinada

A djus t C hoke S lowly by

Determined P res s ure

Asegrese que sehace el CambioMake S ure C hange

T rans its

PUMP PUMP

Cmo determinar el ajuste del estrangulador

TCNICAS DE CIRCULACIN


Los cambios en la presin y en la velocidad de la circulacin se sienten en todo el sistema de circulacin del pozo.

el medidor o en su cabeza. Recin al conocer esto se ajusta cuidadosamente la calibracin del estrangulador hacia una posicin ms abierta. Si la presin de circulacin est demasiada baja, se usa el mismo procedimiento, con excepcin de que se ajusta el estrangulador hacia una posicin ms cerrada.

w Quizs uno de los errores ms comunes es mirar el manmetro del indicador de posicin del estrangulador y suponer que cada incremento ajustar la presin por la misma cantidad. La tasa del flujo y las prdidas de presin a travs de un orificio no son lineales. A medida que se incrementa o se disminuye el orificio del estrangulador, la escala del indicador del estrangulador no representa los ajustes calibrados de la presin. La escala en el indicador del estrangulador slo muestra la posicin relativa de apertura y hacia qu lado se est moviendo el estrangulador - abierto o cerrado. Los ajustes en la presin deben hacerse cuidadosamente utilizando la presin en el manmetro y no en el indicador de apertura del estrangulador.

w Gas en el estrangulador: Tipo de fluido, tasa de flujo y el tamao de los estranguladores estn relacionados con el mantenimiento de las presiones correctas. Si un tipo de fluido diferente pasa por el estrangulador, su coeficiente de friccin y tasa de flujo ya sea incrementar o disminuir. Este es el caso cuando el gas choca contra o sigue el fluido por el estrangulador. Puede haber una cada repentina en la presin del estrangulador. Si esto ocurre, la presin disminuir en todo el pozo, lo cual potencialmente puede causar otro amago de reventn.

w Se debe registrar la presin durante todas las operaciones. Si la presin disminuye repentinamente, consulte el valor registrado y de inmediato ajuste el estrangulador hacia la posicin ms cerrada hasta que se obtenga el ltimo valor registrado. D suficiente tiempo de retraso para corregir la presin en todo el sistema y reajstelo segn sea necesario.

w A medida que el gas (que tiene una densidad muy baja) sale por el estrangulador, lo reemplaza el lquido. Esto subsiguientemente resulta en un incremento en la presin de circulacin en la tubera de perforacin. Determine la cantidad del incremento en la tubera de perforacin y ajuste el estrangulador hacia la posicin ms abierta para bajar la presin de la tubera de perforacin hasta el valor programado. Se puede repetir este paso varias veces mientras est circulando el gas por el estrangulador.

w Flujo de gas por el estrangulador: El gas requiere una abertura de orificio de un tamao mucho ms

pequeo que un lquido, para mantener la misma presin. Cuando el fluido que sigue el gas golpea contra el estrangulador, resulta en un incremento repentino en la friccin y en el incremento de la presin. Este incremento en la presin puede causar una falla en la formacin. Consulte de inmediato con el cuadro de registro de la presin y ajuste la presin de la tubera de revestimiento hasta el ltimo valor registrado (antes de que el fluido chocara contra el estrangulador) mediante el ajuste del estrangulador hacia la posicin ms abierta. D suficiente tiempo de retraso para corregir la presin en todo el sistema y reajuste segn sea necesario.

w Apagado de la bomba: Si el pozo, an est vivo (no se bombear ningn lquido para matar el pozo por el momento) y se lo tiene que cerrar , los objetivos son no provocar presiones atrapadas durante el pare de la bomba ni permitir que ms fluido de la formacin entre al pozo. Cuando se disminuye la velocidad de la bomba, la presin de la circulacin decae y el flujo por el estrangulador disminuye. Si empieza a caer la presin de la tubera de revestimiento, ajuste el estrangulador hacia la posicin ms cerrada, para mantener el ltimo valor registrado antes de que la bomba salga de lnea. A medida que la velocidad de la bomba se reduce nuevamente, la presin volver a caer y es necesario ajustar el estrangulador nuevamente. Una vez que la bomba se detiene, quizs haya que cerrar rpidamente el estrangulador para mantener una presin programa. Si la presin cae por debajo de los valores programados, puede que haya un influjo adicional. Por otra parte, las presiones altas pueden provocar un derrumbe de la formacin.

TIEMPO DE RETRASO/TRNSITOImagnese al sistema de circulacin del pozo

como un tubo en forma de U. Esto significa que la presin de la tubera de revestimiento y de la tubera de perforacin estn muy relacionadas entre s, y las seales de presin mas los cambios en la velocidad de circulacin se sienten en todo el sistema. En el control de pozos, este es un concepto importante. Esta dos presiones informan acerca de la presin en el pozo. Si la presin de la tubera de perforacin cambia de los valores programados (para mantener una presin constante en el fondo de hoyo) se debe corregir. Esto se logra por mediante la variacin de la presin en superficie, manipulando el estrangulador.

Cuando se cambia la presin del estrangulador, se inicia una ola de presines que se sentir en todo el sistema de circulacin. No producir una respuesta inmediata en el medidor de presin de la tubera de perforacin, sino que se retrasar. Se debe tomar

7-6CAPTULO 7

en cuenta este retraso en el trnsito antes de tratar de cambiar nuevamente la presin en la tubera de perforacin.

Se puede aplicar una regla general: Espere aproximadamente dos segundos por cada 1000 (304.8 m) de largo de la sarta que est en el pozo. Por ejemplo: en un pozo de 10000 (3048 m) , toma aproximadamente veinte segundos antes de que se vea un cambio de presin en el medidor de la tubera de perforacin, hecho en el estrangulador o tubera de revestimiento. Esto es aproximadamente diez segundos para que el cambio viaje desde el estrangulador por el espacio anular hasta la punta de la tubera de perforacin y otros diez segundos para que suba por la tubera de perforacin de regreso a la superficie. En los pozos ms profundos, puede pasar un buen rato antes de sentir el cambio en todo el sistema. Si se hacen cambios adicionales durante este tiempo de retraso, puede haber una sobre correccin, resultando en un influjo adicional o la prdida de circulacin.

Esta es un regla general, es una aproximacin para establecer el tiempo de retraso. Una vez que se haya hecho la correccin, encuentre el tiempo aproximado de la demora en ver el cambio, haga una nota de la diferencia en el tiempo. Se debera sealar que muchas cosas afectan este tiempo de retraso. La compresibilidad del gas demorar este tiempo de respuesta. Algunos factores tales como la velocidad de la circulacin, el tipo de fluido y la compresibilidad del fluido tambin tendrn un efecto. El punto es que debemos darnos cuenta que las respuestas no son instantneas.

CONECTANDO UNA BOMBASe pueden cometer errores cuando se elige la

velocidad de la bomba para circular y sacar una surgencia. El procedimiento para arrancar la bomba es tambin un momento crtico. Recuerde que una velocidad de bombeo ms lenta resulta en menos friccin anular y minimiza la presin contra la formacin. A medida que disminuye el dimetro y la capacidad hidrulica entre la tubera de perforacin y la tubera de revestimiento, tambin debera hacerlo la velocidad de la bomba. Una velocidad demasiada alta puede resultar en una sobrepresin sobre la formacin hasta el punto de daarla o fracturarla. Y cuando el gas llega a la superficie, los equipos separadores pueden llegar a sobrecargarse. El tiempo de circulacin adicional a velocidades ms lentas bien podra valer la pena cuando se compara con las complicaciones que podran resultar.

Abajo hay algunas sugerencias para simplificar los primeros minutos de una operacin de control de un amago. Recuerde que debemos mantener una presin constante en el fondo del hoyo mientras conectamos la bomba.

1. Comunicaciones. Asegrese que las comunicaciones entre los operadores de la bomba y del estrangulador son buenas y que hayan hablado acerca de cmo van a reaccionar ante las operaciones del otro.

1 Cambio de la posicindel estrangulador

4 - 8 El cambio en la presin transita por el sistema

9 El cambio en la presin se registra en el medidor de la bomba despus del tiempo de trnsito

BOMBA

7

8

6

4

5

2 Pulso de Presin, va en direccin opuesta

3 El cambio en la presin se registra en el medidor de presin del manifold de control

Ajuste del estrangulador

Una velocidad de bombeo

demasiado alto puede resultar en una sobrepresin de la formacin

hasta el punto de daarla o

fracturarla.


2. Arranque lentamente la bomba. Se debe ir incrementando la velocidad de las bombas lentamente, o por etapas. Este proceso debera tomar varios minutos y se debera haber hablado acerca de ello antes de arrancar la bomba. Los equipos de perforacin que tienen bombas mecnicas, bombas de velocidad constante o equipos de perforacin sin un estrangulador hidrulico corren un riesgo adicional de tener fallas en la formacin o los equipos. En los equipos de perforacin que tienen bombas mecnicas, no se puede conectar la bomba lentamente. Su velocidad ms lenta est en la marcha en vaco, que muchas veces es la velocidad del control. Si se usa un estrangulador manual, quizs ste no se pueda abrir o cerrar con suficiente rapidez durante el arranque de la bomba. En cualquiera de los casos, el procedimiento del arranque es de abrir el estrangulador inmediatamente antes de arrancar la bomba. Esto puede permitir que el pozo fluya y que haya otro influjo, pero es preferible a derrumbar la formacin debido a oleajes de presin incontroladas. Despus de que la bomba haya alcanzado su velocidad, se debe volver a ajustar la presin de la tubera de revestimiento al valor que tena antes del arranque de la bomba.

Otra posibilidad es la de equipar el standpipe con un bypass y un estrangulador. Este se abrira antes de arrancar la bomba. Luego se

conectara la bomba y el estrangulador se cerrara gradualmente para desviar ms fluido por la sarta. Esto controlara el flujo del fluido de manera similar a los equipos de perforacin que pueden conectar una bomba con la lentitud / velocidad deseada para minimizar las fluctuaciones o reducciones en la presin que se sienten en todo el pozo.

3. Al inicio hay que mantener la presin en la tubera de revestimiento constante. Se debe mantener la presin de la tubera de revestimiento (estrangulador) constante (en el valor correcto de cierre) mientras que la bomba alcanza la velocidad de la tasa de control de pozo. La excepcin de esto es en los casos donde existen presiones elevadas por friccin en el anular/estrangulador/lnea de control. Se habla de este caso en la seccin de Complicaciones. Si se permite que la presin de la tubera de revestimiento disminuya mientras que la bomba alcanza su velocidad, tambin disminuir la presin en el fondo del hoyo. Esto podra resultar en ms influjo por el amago de la surgencia. Si la bomba se conecta y el estrangulador no se abre o no se opera con suficiente rapidez, un incremento rpido en la presin podra llevar a la falla de la formacin y/o equipos del pozo. Se debe evitar cualquiera de estos hechos, pero un amago secundario es preferible antes que una falla de la formacin o del equipamiento del pozo.

Operador del EstranguladorMantiene la presin del estrangulador

segn el valor apropiado.

Controlador de la Bomba

Conecta la bomba lentamente o en

etapas, segn las indicaciones

Comunicaciones

BOMBA

Si se permite que la presin de la tubera de revestimiento disminuya mientras que la bomba alcanza la velocidad programada, la presin en el fondo del hoyo tambin disminuir.

7-8CAPTULO 7

Recuerde que la presin de la tubera de revestimiento es contrapresin. Tan pronto como la bomba est conectada y andando a la velocidad de la tasa de control de pozo, devuelva la presin de la tubera de revestimiento a su valor apropiado.

4. Normalmente la Presin de Circulacin que se ve en el medidor de la bomba la llaman la Presin de Circulacin Inicial o ICP. Esta es una combinacin de presin para circular el pozo a una velocidad dada y evitar que el pozo fluya. Matemticamente, esto se puede expresar como ICP = SIDPP + KRP, donde SIDPP es la presin de cierre de la tubera de perforacin y KRP es la presin de la bomba a la tasa de control de pozo deseada. Si se usan procedimientos apropiados para el arranque y hay una diferencia significativa entre el valor real de la ICP y el valor calculado, se debe tomar una decisin acerca de si se usa el valor real o si se detiene la bomba, se evala, y empieza de nuevo.

5. Mantener la Tasa de control de pozo. Una vez que se elige la velocidad de la tasa de control de pozo, no se debe cambiar. Si se cambia la velocidad de la bomba, entonces se deben cambiar tambin tales clculos como la presin de circulacin inicial, la presin final de circulacin y el cuadro o grfico de la presin.

El Mtodo del Perforador es una tcnica utilizada para circular y sacar los fluidos de la formacin del pozo, independientemente de si se controla el pozo o no. A menudo se usa para quitar las surgencias, descomprimido durante un retorno (trpano a superficie). El Mtodo del Perforador es sencillo y directo. Es importante entender las tcnicas y las ideas que se usan en el Mtodo del Perforador, porque otros mtodos de control de pozos, incorporan muchos de sus principios.

En ciertos casos, sin embargo, el Mtodo del Perforador puede causar presiones algo ms elevadas en la tubera de revestimiento respecto de otras tcnicas adems requiere ms tiempo para ahogar el pozo. Es ideal para ser aplicado durante las maniobras. Una vez que vuelve el fondo, la columna del fluido anular circula y se quita el influjo. Tambin se usa donde no se necesitan o no estn disponibles los materiales para incrementar el peso. Adems, se usa para quitar amagos de surgencias de gas, donde las altas tasas de migracin pueden causar problemas durante el pozo cerrado. Tambin se puede usar donde hay recursos limitados de personal y/o equipos. Sin embargo, no se usa a menudo en aquellos pozos donde se anticipa o se espera que habr una prdida de circulacin.

Antes del Arranque

Conectando la Bomba

Superficie SubmarinaBomba a la Velocidad de la tasa

de control de pozo

Arranque de la bomba y presin

en el estrangulador

Una vez que se elige la velocidad

de la tasa de control de pozo,

no se debe cambiar.

METODO DEL PERFORADOR


Con el Mtodo del Perforador, el primer amago se circula y se saca del pozo. Luego, si el pozo est con un balance por debajo de lo normal, se reemplaza el fluido con uno que ejerza ms presin que el de la formacin (que el de la surgencia).

A continuacin est el procedimiento para el Mtodo del Perforador:

1. Cierre el pozo despus del amago.

2. Registre las Presiones de Cierre en la Tubera de perforacin (SIDPP) y de Cierre de la Tubera de revestimiento (SICP), estabilizadas.

3. De inmediato circule y saque el fluido invasor (la surgencia) del pozo.

4. Al terminar esto, cierre el pozo por segunda vez.

5. Si es necesario, se incrementar el peso del fluido (la densidad).

6. Se circula el pozo por segunda vez con un fluido nuevo y ms pesado para recuperar el control hidrosttico.

EJEMPLO DE UN PROBLEMAEl pozo fue cerrado despus de un amago y

se registran el SIDPP, SICP y la ganancia. Usando los datos del pozo de la pgina 7-3 y la siguiente informacin, se explicar el Mtodo del Perforador.

La Velocidad de la tasa de control de pozo es 24 spmLa Presin de la tasa de control de pozo is 770 psi (53.09 bar)Bomba, 6 16 (152.4mm 406.4mm) duplexPeso del Fluido en el Hoyo 12.5 ppg (1498 kg/m)

SIDPP (Presin Directa) es 520 psi (35.85 bar)SICP (Presin Anular) es 820 psi (56.54 bar)

PARA INICAR LA CIRCULACINHaga que la bomba alcance la velocidad de tasa

de control de pozo (24 spm) a la vez que mantiene la tubera de revestimiento o contrapresin constante. (O a la presin programada versus la velocidad de la bomba, como es en casos submarinos u hoyos estrechos). Esto mantendr constante la presin en el fondo del hoyo, evitar que fluya el pozo y minimizar las posibilidades de daos a la formacin. En este ejemplo, despus de que la bomba alcance la velocidad requerida, se debe ajustar el valor de la tubera de revestimiento a 820 psi (56.54 bar).

LA PRIMERA CIRCULACINCuando la bomba est funcionando a la Velocidad

de la tasa de control de pozo y se haya ajustado la presin del tubera de revestimiento con el estrangulador al valor correcto (la misma presin de cuando el pozo estaba cerrado y en los valores programados para hoyos submarinos y estrechos), el punto del control se cambia al medidor de presin en la tubera de perforacin. En este momento la presin de la tubera de perforacin se llama la Presin de Circulacin (CP), o en otros mtodos se llama Presin de Circulacin Inicial (ICP). Es la combinacin de la SIDPP y la presin de la bomba a esta velocidad reducida. En este ejemplo, la Presin de Circulacin es de 1290 psi (88.95 bar).

Velocidad, Stks/min

0Bomba

Presin de la BombaTubera de perforacin /

Tubera / Standpipe

Presin del EstranguladorTubera de revestimiento /

Cabeza del Pozo

Golpes / Emboladas

Contador de Golpes o Emboladas

0

520 820

Mantenga la presin de la tubera de revestimiento constante al conectar la bomba.

Si mantiene la presin en el fondo del hoyo se evita que fluya el pozo a la vez que minimiza las posibilidades de daos a la formacin.

7-10CAPTULO 7

La Presin de Circulacin se mantiene constante por medio del estrangulador, y la velocidad de la bomba se mantiene constante a la Velocidad de la tasa de control de pozo hasta que la surgencia haya circulado y salido del hoyo. Si el amago es gas, quizs sea necesario hacer algunos ajustes a la presin para mantener la Presin de Circulacin apropiada. Por lo general, a medida que la surgencia se expande, desplaza el fluido y resulta en una prdida de presin hidrosttica, lo cual es compensada por el incremento en la presin de la tubera de revestimiento. Si el amago es de pura agua salada o petrleo, es necesario hacer algunos ajustes en la presin.

AJUSTES A LA PRESINA medida que se est circulando la surgencia,

mantenga la presin de la tubera de perforacin segn la presin programada.

Si la presin de la tubera de perforacin no es correcta, debe ser ajustada a su valor correcto. Para hacer esto, determine la cantidad de presin (alta o baja) que se debe corregir. No haga una estimacin. Es tpico que los pequeos cambios de menos de 50 psi (3.45 bar) no son tomados en cuenta, a no ser que las presiones bajas o excesivas sean crticas. La cantidad de presin que se requiere debe ser agregada o restada del valor de la tubera de revestimiento (contrapresin). Se debe tomar en cuenta el tiempo de retraso para

que este cambio en la presin se refleje en el medidor de la tubera de perforacin. Recuerde que una regla general para este tiempo de retraso es la de esperar aproximadamente dos segundos por cada mil pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectan el tiempo de retraso, entonces slo despus de que haya pasado suficiente tiempo se debe pensar en hacer otra correccin si no se ha visto una respuesta.

LA SURGENCIA EN LA SUPERFICIEEn los amagos de gas, al salir del

pozo , primero la presin de la tubera de revestimiento y luego la presin de la tubera de perforacin (despus de que haya pasado el tiempo de retraso para los cambios de un medidor a otro) empezar a disminuir

Una vez que la bomba alcanza la velocidad de circulacin programada, se anota la presin de circulacin. Esta es la presin que se debe mantener.

24

22

1290 820


Velocidad, Stks/min

Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Golpes / Emboladas


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Golpes / Emboladas

24

1200

870

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

Si la presin cae por debajo de donde debera estar, se debe

hacer un ajuste.

Una regla general para el tiempo de

atraso es la de esperar aprox-

imadamente dos segundos por cada

mil pies de profundidad de

pozo.


a medida que la surgencia empieza a pasar por el estrangulador. Se debe ajustar rpidamente el estrangulador para que la presinde la tubera de revestimiento vuelva al valor que tena antes de que el gas entrara al estrangulador. Es aconsejable mantener un registro escrito de la presin de la tubera de revestimiento (casing) como referencia. Despus de que la presin de la tubera de revestimiento vuelve al valor apropiado y despus de que haya pasado suficiente tiempo para que la presin se estabilice en todo el sistema, cambie otra vez a la presin del medidor de la tubera de perforacin (sondeo) y haga las correcciones necesarias. Cuando el fluido que sigue a la surgencia atraviesa por el estrangulador, podra haber un incremento en la presin de la tubera de revestimiento. De nuevo, ajuste la presin de la tubera de revestimiento o casing al ltimo valor registrado.

UNA VEZ QUE HA SALIDO LA SURGENCIASi hay que incrementar el peso del fluido despus

de que el amago haya sido circulado y salido, hay dos opciones bsicas. La primera es la de cerrar el pozo otra vez. Nuevamente el punto de control es la presin de la tubera de revestimiento mientras que aminora la velocidad de la bomba y se detiene la misma. Debe mantenerse constante a medida que cambia la velocidad de la bomba. Si se permite que la presin de la tubera de revestimiento se disminuya por debajo de la SICP, podra surgir otro amago (si el pozo est con un balance por debajo de lo normal). Si se ha sacado todo el influjo, la hidrosttica en el espacio anular debera ser igual a la hidrosttica en la sarta de perforacin. Ambas presiones deben ser aproximadamente iguales, cerca del valor original de la

1. para los ajustes de presin, determine primero cunta presin necesita

2. luego ajuste la presin de la tubera de revestimiento slo por esa cantidad

3. deje pasar suficiente tiempo de retraso y evale la situacin de nuevo

3000Contador de Golpes o Emboladas

Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

24

Cuando el gas empieza a salir por el estrangulador, la presin de la tubera de revestimiento empezar a cambiar.

(820)

Presin de la Tubera de Revestimiento

Presin de la Tubera de Perforacin

La presin tiene que subir 100 psi

1

(820-920)



Incrementar la tubera de revestimiento por la cantidad en que est baja

2 La presin de la tubera se incrementar despus de que se incremente la presin en la tubera de revestimiento



(920)

3

Si se deja caer la presin de la tubera de revestimiento por debajo de la SICP original, podra aparecer otra surgencia.

7-12CAPTULO 7

SIDPP. Si las presiones no son parecidas, quizs haya entrado otro influjo en el pozo. Asimismo, hay que controlar los incrementos en la presin. Esto es una seal de que otro influjo entr al pozo y est migrando.

La segunda opcin es la de seguir circulando. Si es posible, alniese a una pileta ms pequea para seguir circulando, mientras se prepara otra pileta con un fluido densificado o de control. Esta tcnica puede aminorar las posibilidades de que se atasque o aprisione la sarta, al mantener el fluido en movimiento.

En cualquiera de los casos, en este momento hay que hacer un mnimo de dos clculos: 1) La Densidad

de Ahogo y 2) Los cantidad de Golpes o Emboladas al Trpano.

Si la presin en el fondo del pozo se mantiene constante a medida que se bombea el fluido de ahogo o de control al trpano, cambia la presin de circulacin. Para determinar qu presin de circulacin hay que mantener, se debera preparar un cuadro de cantidad de emboladas de la bomba seleccionada vs. la presin. Una vez que el fluido de control llega al trpano, a partir de ese punto, deber mantener constante la presin de circulacin a lo largo del resto de la operacin. Por ese motivo, se llama la Presin Final de Circulacin o FCP.

1. Si se deja caer la presin de la tubera de

revestimiento abruptamente tambin lo

har la presin de la tubera de perforacin /

tubera, luego del tiempo de retraso

2. Para evitar que esto pase, si la presin de la

tubera de revestimiento empieza a cambiar

rpidamente ajuste el estrangulador.

3. Si usted reacciona apropiadamente, las

fluctuaciones en la presin de la tubera de

revestimiento y tubera de perforacin sern

mnimas.









0

3400

520 520


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

1

2

3

4

Si se va a cerrar el pozo, mantenga

la presin de la tubera de

revestimiento por lo menos igual a la

presin original de cierre de la tubera

de perforacin / tubera.

Si se mantiene constante la presin en el

fondo del pozo a medida que se bombea el fluido de ahogo hacia

el trpano, la presin de circulacin

cambia.


Los clculos para esto se explican ms adelante en el captulo sobre los Fundamentos para Controlar un Pozo. Pero, en este ejemplo, el fluido de control o pesado ser de 13.5 ppg (1618 kg/m) y la presin final de circulacin (FCP) de 832 psi (57.37 bar). El fluido de control debe prepararse antes de que se inicie la segunda circulacin.

INICIANDO LA SEGUNDA CIRCULACINEl procedimiento para arrancar la segunda

circulacin es idntico al procedimiento para arrancar la primera, con excepcin del valor numrico de la presin que se mantiene en la tubera de revestimiento. Si no ha habido ningn influjo adicional, esencialmente la presin en el anular (SICP) debera ser igual a la presin de cierre por directa (SIDPP). Un vez que se haya incrementado el peso del fluido, la circulacin debera empezar de nuevo por medio de mantener la presin de la tubera de revestimiento constante en los valores programados, que en este ejemplo son de 520 psi (35.85 bar). Cuando la bomba est a la Velocidad de la tasa de control de pozo (24 spm) y usted mantiene la presin de la tubera de revestimiento constante, estar empezando a desplazar el fluido ms pesado hacia la sarta de perforacin.

Es necesario seguir el cuadro preparado para la presin vs. golpes y hacer los ajustes segn sean requeridos. Esta accin protege contra una surgencia secundaria mientras que el fluido de control circula. Si ya hubo un segundo amago, deber mantener las presiones correctas.

Una segunda opcin es la de mantener la presin en la tubera de revestimiento constante (slo si est seguro de que no hay nada de influjo en el pozo) mientras el fluido de control pesado llega al trpano. En este ejemplo, lleva 905 golpes. La presin de la tubera de perforacin cambiar a medida que el fluido de control desplaza el fluido viejo. No mantenga la presin de la tubera de perforacin constante en este momento. Debera estar cambiando debido a los cambios en la presin por la friccin, y a los cambios en la presin hidrosttica a medida que el fluido original es desplazada por el fluido de control. Un cuadro preparado para la presin vs. golpe (o volumen) indicar el valor apropiado.

Mantenga la presin de la tubera de revestimiento a medida que la bomba es conectada.

24

22

520


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

24

905

520832


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

Mantenga la presin apropiada a medida que

el fluido de control es bombeado al trpano.

Un cuadro de presin vs. golpe ayudar a proteger contra una surgencia secundaria mientras est circulando el fluido de control.

7-14CAPTULO 7

EL FLUIDO DE CONTROL DENSIFICADO LLEGA AL TRPANO

Luego que la tubera de perforacin se llen del fluido de control pesado (905 golpes), la presin de circulacin deberia haber cambiado gradualmente de la presin de circulacin inicial (comnmente llamada la Presin de Circulacin Inicial, (CPI) a la Presin de Circulacin Final (FCP). En este ejemplo, la presin debera ser de 832 psi (57.37 bar). La circulacin debe continuar manteniendo la FCP constante hasta que el fluido de control pesado llegue a la superficie. A medida que el fluido de control se bombea por el espacio anular, un incremento en la presin hidrosttica hace incrementar la presin de la tubera de perforacin. Se deben hacer los ajustes necesarios al estrangulador para mantener la FCP. Gradualmente, se saca toda la contrapresin a medida que el fluido de control (incrementando la presin hidrosttica anular) circula por el espacio anular.

Una vez que el fluido de control pesado llega a la superficie, se puede cerrar el pozo por tercera vez. La presin de la tubera de perforacin y la tubera de revestimiento debera ser cero. Si, despus de 15 a 30 minutos, la presin est en cero, el pozo podra estar controlado. Abra el estrangulador para ver si hay algn flujo. Si las presiones no bajaron a cero, o si se detecta

algn flujo, empiece a circular de nuevo. El problema puede ser que el fluido de control pesado no es consistente en todo el pozo. Podra haber otro amago de reventn en el hoyo o quizs se utiliz un fluido de control insuficiente. Aun cuando el pozo est controlado, tenga en cuenta que puede haber alguna presin atrapada bajo el preventor de reventones cerrado, Proteja siempre al personal cuando abre un preventor de reventones que estuvo cerrado.

REVISIN DEL MTODO DEL PERFORADOR PARA CONTROLAR UN POZO

1. El pozo est cerrado.

2. Registre las presiones de la Tubera de perforacin (SIDPP) y de la tubera de revestimiento (SICP), pozo cerrado.

3. Inicie la circulacin manteniendo la presin de la tubera de revestimiento constante (SICP constante) hasta que la bomba est en la tasa seleccionada de control de pozo.

4. Cuando la velocidad de la bomba ha alcanzado la tasa de control de pozo, registre la presin de la tubera de perforacin y mantngala constante haciendo los ajustes necesarios al estrangulador. La presin de la tubera de perforacin debera ser igual a la suma de la SIDPP y la presin de la tasa de control de pozo de la bomba.

5. La presin en la tubera de perforacin y la velocidad de la bomba se deben mantener constante hasta que la surgencia haya sido circulada y est fuera del pozo.

6. Luego se cierra (o se circula) el pozo y se incrementa el peso del fluido.

7. Se prepara un fluido ms pesado y se empieza la circulacin de nuevo. Ya sea, se sigue un cuadro de presin o la presin de la tubera de revestimiento se mantiene constante (suponiendo que no haya ningn influjo adicional, hasta que

A medida que el espacio anular se llena con el fluido de control, se nota una tendencia de ajustar gradualmente el estrangulador para mantener las presiones de circulacin correctas. La presin de la tubera de revestimiento debera disminuir hasta un valor insignificante, siempre y cuando que no haya habido ningn influjo adicional.

24

4200

832


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

0

5400Contador de Golpes o Emboladas

Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / EmboladasQuizs se necesiten ms golpes de los calculados

para obtener un fluido de control consistente en la superficie, despus de lo cual se deben apagar las bombas, cerrar el pozo y controlarlo para ver si

incrementa la presin. Si no se ve ningn incremento en la presin, el pozo debera estar controlado.

Proteja siempre al personal cuando

abre un preventor de reventones

cerrado.


la tubera de perforacin est llena del nuevo fluido pesado.

8. Cuando la tubera de perforacin se llen con el fluido pesado, se debe mantener la Presin Final de Circulacin (FCP) hasta que el espacio anular haya sido desplazado con el fluido de control.

El Mtodo de Esperar y Pesar es una combinacin de diferentes ventajas y desventajas inherentes a los mtodos de control de pozo manteniendo constante la presin del fondo (BHP). El Mtodo de Esperar y Pesar mata la surgencia en el tiempo ms corto y mantiene los rangos de presiones del pozo y de la superficie ms bajas que cualquier otro mtodo. Necesita de buenas instalaciones de mezclado para pesar el fluido, cuadrillas completas y ayuda adicional de la supervisin. En la mayora de los equipos de perfor-acin marinos todo esto est disponible, as como en las operaciones profundas o geopresurizadas en tierra. Para algunas de las empresas este es el mtodo que prefieren para controlar un pozo.

En el Mtodo de Esperar y Pesar, el pozo se cierra despus de un amago. Se registran las presiones estabilizadas y el volumen de la ganancia registrada en superficie. El peso del fluido se incrementa antes de empezar a circular, de ah el nombre, Esperar y Pesar. Luego, el fluido pesado se circular por el pozo, manteniendo la densidad y las presiones correctas, durante el control del pozo.

En la prctica real, es raro controlar un pozo en una sola circulacin debido al desplazamiento ineficiente del fluido por el espacio anular. Esto es

una realidad con cualquier mtodo que emplee para controlar un pozo.

A continuacin estn los procedimientos para Esperar y Pesar:

1. Se cierra el pozo despus del amago.

2. Se registran las Presiones de la Tubera de perforacin (SIDPP) y la Tubera de revestimiento (SICP) estabilizadas.

3. Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control.

4. Cuando las piletas activas estn densificadas, empieza la circulacin.

5. Se sigue una tabla de presin de circulacin, versus el volumen de fluido bombeado de control por el pozo.

EJEMPLO DE UN PROBLEMA Nuevamente usaremos el ejemplo de la pgina

7-3. El pozo es cerrado despus de un amago y se registra la siguiente informacin:

La Velocidad de la tasa de control de pozo es = 24 spm

La Presin de la tasa de control de pozo es = 770 psi (53.09 bar)

Bomba, 6 16 (152.4 mm 406.4 mm) Duplex

Peso del Fluido en el Pozo 12.5 ppg (1498kg/m)

SIDPP (Presin Directa) es = 520 psi (35.85 bar)

SICP (Presin Anular) es = 820 psi (56.54 bar)

Emboladas de Superficie a Trpano = 905 strokes

Emboladas de Trpano a Superficie = 3323 strokes

Emboladas de Superficie a Superficie (Circulacin completa) = 4228 strokes

0

0

520 820


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

Mantenga la presin de la tubera de revestimiento constante cuando est conectando una bomba.

Es raro controlar un pozo en una sola circulacin debido al desplazamiento ineficiente del fluido en el espacio anular.

MTODO DE ESPERAR Y PESAR

7-16CAPTULO 7

CONECTANDO LA BOMBAUna vez que se haya escogido la velocidad de

la tasa de control de pozo, no se la debe cambiar. Si se cambia la velocidad de la bomba, entonces se debe volver a calcular la presin de circulacin inicial, intermedia y final.

En este ejemplo, la presin de la tubera de revestimiento es de 820 psi (56.54 bar) y se debe mantener mientras que la bomba alcanza la velocidad de la tasa de control de pozo.

Si se permite que la presin en la tubera de revestimiento disminuya mientras la bomba alcance la velocidad, la presin en el fondo del pozo tambin caer. Esto podra resultar en ms influjo del amago de reventn. Si la bomba es conectada y no se abre el estrangulador, o si no se opera con suficiente rapidez, entonces un incremento rpido en la presin puede llevar a fracturas en la formacin o fallas en los equipos del pozo.

Recuerde que la presin de la tubera de revestimiento es una contrapresin. Tan pronto como la bomba est conectada y funcionando a la velocidad

de la tasa de control de pozo, regrese la presin de la tubera de revestimiento al valor apropiado.

PARA INICIAR LA CIRCULACINCuando la bomba haya alcanzado la velocidad de

la tasa de control de pozo y se haya ajustado la presin de la tubera de revestimiento con el estrangulador a la misma presin que tena antes de arrancar la bomba, el control se cambia a la presin de la tubera de perforacin, que en este momento se llama la Presin de Circulacin Inicial (ICP). Esto es meramente la combinacin de la SIDPP y la presin de la bomba a esa velocidad. En el ejemplo arriba, la ICP es de 1290 psi (88.95 bar).

PROGRAMA DE PRESINDurante el cuadro de tiempo o cantidad de golpes

de la bomba que le lleva al fluido de control llenar la tubera de perforacin, la presin de la tubera de perforacin debera disminuir de la Presin de Circulacin Inicial (ICP) a la Presin de Circulacin Final (FCP).

Una vez que la bomba alcanza la velocidad de circulacin programada, se anota la Presin de Circulacin Inicial.

24

22

8201290


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

asdfsaf

(820)(732-832)


La presin tiene que subir 100 psi


D tiempo de retraso suficiente para verificar el ajuste por directa, y reevaluar la situacin.

Es su responsabilidad la de mantener una presin de circulacin correcta a medida que se bombea el fluido de control hacia el trpano (ICP y FCP) y hacia

arriba por el espacio anular (manteniendo la FCP, constante). Se deben hacer los ajustes en la presin segn la necesidad.

24

1200

832 830


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Golpes / Emboladas

Velocidad, Stks/min

Si la presin cae por debajo de lo planeado, se debe hacer un ajuste. Determine cunta presin se necesita para el ajuste.

Ajuste la presin de la tubera de revestimiento slo por esa cantidad.

1

IncreaseCasing byamount low

(820-920)(650)



2

(920)(732-832)



Incrementar la tubera de revestimiento por la cantidad que est baja

3

La presin de circulacin inicial

es la combinacin de la SIDPP y la

presin de la bomba a esa

velocidad.


Cuando la tubera de perforacin est llena del fluido de control pesado (905 golpes), la presin en el medidor de la tubera de perforacin debera estar mostrando la Presin de Circulacin final (832 psi [57.37 bar]). Mantenga constante esa presin en el medidor de presin de la tubera de perforacin hasta que el fluido de control pesado haya circulado por todo el pozo y se apaguen las bombas despus de la operacin de control.

AJUSTES DE PRESINA medida que se est circulando la surgencia,

mantenga la presin de la tubera de perforacin segn la presin programada. de la tubera de perforacin. Una regla general para este tiempo de retraso es de esperar aproximadamente dos segundos por cada mil

pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectan el tiempo de retraso, entonces slo se debera hacer otra correccin despus de que haya pasado suficiente tiempo, si no se nota ningn cambio.

A medida que el gas empieza a salir por el estrangulador, la presin de la tubera de revestimiento podra empezar a cambiar.

LA SURGENCIA EN LA SUPERFICIEEn los amagos de gas, primero la presin de

la tubera de revestimiento y luego la presin de la tubera de perforacin (despus del tiempo de retraso para los cambios de un medidor a otro) empezarn a disminuir a medida que la surgencia empieze a salir por el estrangulador. Se debe ajustar rpidamente el estrangulador para hacer que la presin de la tubera de revestimiento vuelva al valor que tena antes de que el gas alcanzara el estrangulador. Es aconsejable guardar un registro escrito de la presin de la tubera de revestimiento como referencia. Despus de que la presin de la tubera de revestimiento vuelve al valor apropiado, y despus de que haya pasado suficiente tiempo para que la presin se estabilice en todo el sistema, el control vuelve al medidor de la tubera de perforacin para las correcciones de presin que sean necesarias. Cuando el lquido que sigue a la surgencia pasa por el estrangulador, empezar a subir la presin de la tubera de revestimiento. Ajuste nuevamente la presin de la tubera de revestimiento al ltimo valor registrado para la misma.

En nuestro ejemplo, tratamos de estabilizar la presin de la tubera de revestimiento a 1200 psi (82.74 bar) para mantener la presin de la tubera de perforacin en 832 psi (57.37 bar).

El gas esta saliendo a travs del estrangulador, la Presin de casing

Tambin lo har la presin de la tubera de perforacin / tubera.

Una accin correcta impide un mayor influjo; si la presin de la tubera de revestimiento empieza a cambiar, ajuste rpidamente el estrangulador.

Si reacciona correctamente, las fluctuaciones en la presin de la tubera de perforacin/tubera sern mnimas.

No deje que sto pase, si la presin en la tubera de revestimiento disminuye.

(832)



2

(250)



3



(832)

4



(832)

5

24

3000

832 1300


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

1

Cuando el fluido que sigue a la surgencia pasa por el estrangulador, empezar a subir la presin en la tubera de revestimiento.

7-18CAPTULO 7

CONTINE CIRCULANDOUna vez que el amago de reventn est fuera del

pozo, mantenga la Presin de Circulacin Final en 832 psi (57.37 bar), hasta que el fluido de control pesado llegue a la superficie.

VOLVIENDO A CERRAR EL POZOSi las presiones de circulacin no han cado por

debajo de los valores programados y la surgencia ya no est, entonces se puede volver a cerrar el pozo. Las presiones de la tubera de perforacin y la tubera de revestimiento deberan estar en cero (observar 15 a 20 minutos). si la presin est en cero, el pozo est controlado. si no est en cero, empiece a circular nuevamente. El problema podra ser que la densidad del fluido de control no est consistente en todo el pozo o quizs haya otro amago en el pozo.

A medida que el espacio anular se llena con el fluido de control, se nota una tendencia de ajustar gradualmente el estrangulador para mantener las presiones de circulacin correctas. La presin de la tubera de revestimiento debera disminuir hasta un valor insignificante, siempre y cuando no haya habido un influjo adicional.

Podra requerir ms golpes que aquellos que circularon para subir un fluido de control consistente a la superficie, despus de lo cual, se deben apagar las bombas, cerrar el pozo y controlarlo por si se

incrementa la presin. Si no se ve ningn incremento en la presin, el pozo debera estar controlado.

Si el pozo est controlado y se abre el BOP, tenga en cuenta que podra haber presin atrapada debajo del BOP.

REVISIN DEL CONTROL DE ESPERAR Y PESAR

1. Se cierra el pozo despus de una surgencia y se registra la informacin sobre la SIDPP, SICP estabilizadas y el tamao de la surgencia.

2. El primer clculo debera ser el de la densidad del fluido de control.

3. El resto de la hoja de trabajo se completa mientras que se incrementa la densidad del fluido en las piletas o fosas activas.

4. Cuando est listo para circular, la bomba se pone a la velocidad de la tasa de control, mientras se mantiene la tubera de revestimiento apropiado (contrapresin) con el estrangulador ajustable.

5. Mantenga la presin de la tubera de perforacin (o tubera) de acuerdo con el cuadro de presin. Todos los ajustes de presin empiezan con el ajuste de la tubera de revestimiento (contrapresin) desde el estrangulador. Se debe registrar cada ajuste en la presin.

6. Cuando el fluido pesado alcanza el trpano, mant-enga la presin de la tubera de perforacin (o tubera) en la Presin de Circulacin Final hasta que el fluido de control pesado regresa a la superficie.

7. Si la presin de la tubera de perforacin no es correcta, se debe ajustar a su valor apropiado. Para hacer esto, determine la cantidad de presin (alta o baja) que se debe corregir. No lo estime. Generalmente no se consideran los pequeos cambios de menos de 50 psi (3,45 bar) a no ser que la presin baja o excesiva sea crtica). Se debe sumar o restar la cantidad de presin que se necesita del valor de la tubera de revestimiento (contrapresin). Se debera tomar en cuenta el tiempo de retraso para que este cambio en la presin se refleje en el medidor.

Cuando gas o lquido que sigue al gas empieza a pasar por el estrangulador, se debe estabilizar la presin de la tubera de revestimiento en el ltimo valor que fue registrado. Una vez que se estabilizan las presiones, entonces se debe ajustar la presin de la tubera de perforacin (o tubera) y mantenerlo a su valor apropiado hasta que se haya controlado el pozo.

24

4200

832


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

0

5400


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

Tal ves tomara mas emboladas que las calculadas para tener un fluido de

control homogneo en la superficie, antes de parar la bomba, el pozo

debe monitorear se por incremento de presin. Si no se incrementa la presin

probablemente el pozo esta controlado

Cuando usa el mtodo de

esperar y pesar, el primer clculo

debera ser la densidad del

fluido de control.


PROBLEMA DE EJEMPLO Nota: El procedimiento delineado abajo es para usar en pozos verticales donde las profundidades medidas son esencialmente las

mismas que la profundidad vertical real. A igual que con los procedimientos de los Mtodos de Esperar y Pesar y del Perforador, el tratamiento especial que requieren los pozos con ngulos elevados se puede encontrar ms adelante en este captulo. Ahora en el siguiente Mtodo Concurrente se usarn los mismos datos sobre el pozo y la surgencia que se usaron en los ejemplos anteriores para el Mtodo del Perforador y el Mtodo de Esperar y Pesar.

1. El pozo se cerr ante una surgencia. El tamao de la surgencia o ganancia, la presin de cierre en la tubera de perforacin (SIDPP) y la presion de cierre en la tubera de revestimiento (SICP) estn registradas en una hoja de trabajo. En este momento hay suficientes datos disponibles para realizar los clculos estndares para el control del pozo.

Peso de Lodo de Control (KMW)ppg = (SIDPPPSI TVDpie 0.052) + Peso Original del Lodo (OMW)ppg

= (520 10000 0.052) + 12.5

= 13.5 ppg

Peso de Lodo de Control (KMW)kg/m = (SIDPPbar TVDm 0.0000981) + Peso Original del Lodo (OMW) kg/m

= (13.85 3048 0.0000981) + 1498

= 1618 kg/m

Al Mtodo Concurrente, que involucra pesar el fluido mientras se est en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, tambin se le ha llamado el Mtodo de Circular y Pesar o el Mtodo de Incrementar el Peso Lentamente. Es un mtodo primario para controlar pozos con una presin de fondo constante

Para ejecutar el Mtodo Concurrente se requiere hacer algo de contabilidad y clculos, mientras est en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, porque podran haber densidades diferentes e intervalos irregulares en la sarta Dado que hay que hacer algunos de los clculos muy rpidamente, a menudo el personal operativo ha optado por el Mtodo del Perforador o el Mtodo de Esperar y Pesar, rechazando el Mtodo Concurrente por ser demasiado complicado.

El siguiente dilogo y ejemplos demuestran cmo se puede realizar la recoleccin de los datos necesarios y los clculos subsiguientes de manera sencilla . No es una tarea tan grande como para causar un rechazo inmediato para tomar en cuenta del Mtodo Concurrente. Normalmente los registros de los datos se lleva de manera centralizada en el panel del operador del estrangulador en el plataforma del equipo de perforacin.

La recoleccin de los datos necesarios resulta ser una herramienta muy valiosa en cuanto a ayudar organizar las operaciones de control y dar confianza a los que estn haciendo el trabajo. En resumen, ellos pueden saber qu est pasando y sentir que estn controlando la situacin. Se necesita registrar dos columnas de datos, adems de lo que normalmente se lleva (es decir, los cambios de presin que se requieren a medida que cambia el peso del fluido versus cundo los diferentes fluidos entran a la sarta y llegan el trpano).

Algunos operadores requieren que los datos para el Mtodo Concurrente se registren aun cuando tienen la intencin de usar el Mtodo del Perforador o el Mtodo de Esperar y Pesar. De esta manera, estando los datos necesarios siempre disponibles, se puede recurrir al Mtodo Concurrente en caso de problemas en el proceso de incrementar el peso del fluido sin tener que cerrar y luego volver a establecer la circulacin. (Es durante el arranque y el cierre que es ms probable que ocurran prdidas de circulacin o amagos secundarios). Por lo tanto, en vista de las potenciales ventajas ofrecidas por el Mtodo Concurrente, se recomienda que se mantengan registros adecuados durante el proceso de circular y sacar cualquier amago o surgencia. En esta seccin se usa una muestra de la hoja de trabajo y se ofrece como gua.

Algunas operaciones requieren que se registren los datos concurrentes del mtodo aun cuando tengan la intencin de usar otros mtodos.

MTODO CONCURRENTE

7-20CAPTULO 7

Ajuste la presin de circulacin de

la tubera de perforacin de la

ICP a la FCP a medida que los

fluido ms densos son bombeados al

trpano.

A. Presin de Circulacin Inicial (ICP)psi = SIDPPpsi + Presin de Tasa de Control (KRP)psi = 520 + 770

= 1290 psi

Presin de Circulacin Inicial (ICP)bar = SIDPPbar + Presin de Tasa de Control (KRP)bar

= 35.85 + 53.09

= 88.08 bar

B. Presin de Circulacin Final (FCP)psi = KRPpsi x KMWpsi OMWppg = 770 x 13.5 12.5

= 832 psi

Presin de Circulacin Final (FCP)bar = KRP kg/m x KMWpar OMW kg/m

= 53.09 x 1618 1498

= 57.34 bar

C. El volumen interno de la sarta de perforacin )generalmente se expresa en golpes o emboladas de bombeo).

D. Se debe ajustar la presin que est circulando en la tubera de perforacin de la ICP a la FCP a medida que los fluidos ms densos se bombean al trpano. Generalmente los ajustes en la presin se calculan como psi por punto de peso del fluido.

Ajuste por Correccin de la Densidad / presin psi/pt = (ICP - FCP) ([KMW - OMW] 10)

= (1290 - 832) ([13.5 - 12.5] 10)

= 45.8 psi/pt

Ajuste por Correccin de la Densidad/Presin bar/10 kg/m = (ICP - FCP) ([KMW - OMW] 10)

= (88.08 - 57.34) ([1618 - 1498] 10)

= 0.023 bar/10 kg/mNota: se puede expresar grficamente el programa de la presin de la tubera de perforacin tal como se muestra.

2. La circulacin se inicia al bombear el fluido de peso original, tomando los retornos a travs del estrangulador que est controlado como para mantener la presin en la tubera de revestimiento constante tal como se detalla en la parte de este captulo sobre Conectar la Bomba.

3. Despus de que la bomba haya alcanzado la tasa de control deseada, manteniendo la contrapresin con el estrangulador, en el valor de la presin de cierre de la tubera de revestimiento estabilizada, anote y registre la presin de circulacin inicial, leyendo por directa, la ICP. Comprela con la ICP calculada y, si existe una diferencia de ms de 50 psi (3.45 bar), investguela.

4. Manteniendo la presin de la tubera de perforacin a la ICP establecida y la tasa de la bomba tal como en el Paso 3, empiece a agregar peso a las fosas activas. A medida que cada punto de incremento de peso en el fluido (un punto es igual a una dcima de libra por galn) va entrando a la tubera de perforacin, se le debe informar al operador del estrangulador. En el formulario de datos se registra el tiempo y el conteo total de los golpes de la bomba junto con el nuevo peso del fluido que entra. El nmero de golpes para que este fluido ms pesado llegue al trpano se calcula (por medio de agregar la capacidad interna total de la sarta de perforacin expresada en golpes de la bomba al total del conteo de golpes cuando se empez a ingresar el nuevo peso del fluido) y se registra en la hoja de trabajo. Cuando este fluido ms pesado llega al trpano, se ajusta el estrangulador por la cantidad del Ajuste de Correccin de la Densidad/Presin la cual, en este ejemplo, es 45.8 psi/pt (0.023 bar/10 kg/m).


5. Los ajustes al estrangulador que se describen en el Paso 4 se repiten a medida que cada punto de incremento en el peso del fluido llega al trpano. Despus de que el ltimo fluido de control est en el trpano, la presin de la tubera de perforacin debera estar en la presin que se calcul para la circulacin final, la cual se debe mantener hasta que se haya recobrado el fluido de control pesado en los retornos en la superficie. Estando el pozo lleno del fluido de control pesado, verifique para ver si el pozo est controlado.Al utilizar el Mtodo Concurrente tal como se

describe resultar algo de contrapresin adicional por encima de la requerida para equilibrar la presin poral de la formacin. Esto se debe a que no se permite ninguna disminucin en la presin de la tubera de perforacin en tanto el fluido ms pesado alcanza el trpano. En la mayora de los casos, esto no debera ser un problema porque slo alcanza 100 psi (6.89 bar) o menos. Sin embargo, si se puede incrementar el peso de fluido rpidamente, o en el caso de los pozos profundos, quizs sea deseable controlar la tasa del incremento en el peso del fluido para limitar la cantidad de contrapresin.

En el problema del ejemplo, si todos los incrementos que se requieren en el peso incrementado estuviesen adentro de la sarta antes de que fuese tiempo de hacer un ajuste en la disminucin de la presin, el exceso de la contrapresin alcanzara a aproximadamente 275 psi (18.96 bar). Una manera de evitar este exceso de contrapresin sera el de

incrementar el peso slo parcialmente, digamos a 12.8 ppg (1534 kg/m), luego mantener el peso que entra a 12,8 ppg (1534 kg/m) hasta que pase por el trpano. La presin de circulacin aproximada debera estar entonces a 1.060 psi (73.87 bar) y el exceso de la contrapresin estara limitado a menos de 100 psi (6.89 bar).

A continuacin se resumen las ventajas del Mtodo Concurrente.

w Se puede empezar la circulacin inmediatamente despus de haber determinado las presiones estabilizadas en la superficie. Esto podra mantener libre a la tubera adems de evitar la necesidad de emplear el Mtodo Volumtrico para evitar un incremento excesivo en la presin de la superficie debido a la migracin de gas que podra ocurrir durante el tiempo que se necesita para pesar el fluido de las piletas para el Mtodo de Esperar y Pesar.

w La circulacin puede continuar a lo largo de la operacin de control dado que no se requiere ningn perodo de cierre para incrementar el peso del fluido en las piletas. Esto podra ser beneficioso en aquellos pozos donde la circulacin ayuda a mantener la tubera libre y ayuda a evitar que el hoyo se empaque alrededor de la sarta de perforacin.

w No hay ningn apagado ni arranque de bombas programados (como lo hay en otros mtodos) reduciendo as la probabilidad de una surgencia secundaria o el ejercer una contrapresin excesiva que podra resultar en una prdida de circulacin.

1200

1000

1300

1100

800

900

Nuevo Peso del Lodo en ppg

Nuevo Peso del Lodo @ Emboladas

Nuevo Peso del Lodo @ Trpano -

Presin DP - Nuevo Peso del Lodo

12.5

0

905

1290

12.6

50

955

1244

12.7

1198

12.8

290

1195

1153

12.9

1107

13.0

1061

13.1

530

1435

1015

13.2

770

1675

969

13.3

924

13.4

890

1795

878

13.5

1010

1915

832

Presin de Circulacin Inicial = 1290

Presin de Circulacin Final = 832

Cuadro de presin para el mtodo

concurrente.

Si usa el mtodo concurrente, quizs resulte en una contrapresin adicional por encima de la requerida para equilibrar la formacin.

7-22CAPTULO 7

w El Mtodo Concurrente provee un mtodo sistemtico para tratar las variaciones en el peso del fluido, ya sea ms pesado o ms liviano, sin interrumpir la circulacin. Se pueden aplicar estas tcnicas en los Mtodos del Perforador o Esperar y Pesar como una manera de afinar la cantidad de contrapresin que se mantendr, asegurndose

de que no ingrese ningn fluido adicional de la formacin, o que no ocurra ninguna falla en la formacin. Esto podra ser especialmente beneficioso en aquellos equipos de perforacin que tienen una capacidad limitada para mezclar fluidos y el incremento en el peso del fluido es de 1.0 ppg (119 kg/m) o ms.

EMBOLADAS PRESIN DE PRESIN DE AJUSTE DE PRESIN FLUIDO ENTRADA FLUIDO SALIDA POSICIN ESTRANGULADOR NIVEL DE HORA O VOLUMEN CIRC. TERICA CIRC. ACTUAL +/- PSI @ AJUSTE DE EMBOLADAS PRES. DESPUS PESO / VISCOSIDAD PESO / VISCOSIDAD % ABIERTO PILETAS COMENTARIOS:

0200 Shut In 520 820 12.5 48 12.5 5555 0 +16 Surgencia, presiones de cierre estabilizadas

0205 50 1290 820 12.5 50 12.5 57 40 +16 Empezar la circulacin por estrangulador a 24

0210 170 1290 -46 1075 1244 820 12.6 52 12.5 60 40 +16 12.6 inicio en hoyo

0215 290 1290 -92 1195 1152 830 12.8 54 12.5 58 40 +16 12.8 inicio en hoyo

0225 530 1290 -136 1435 1016 840 13.1 56 12.5 58 38 +17 13.1 inicio en hoyo

0235 770 1290 -46 1675 970 850 13.2 58 12.5 60 36 +18 13.2 inicio en hoyo

0245 890 1290 --92 1795 878 870 13.4 58 12.5 60 36 +19 13.4 inicio en hoyo

0250 1010 1290 -46 1915 832 870 13.5 56 12.5 58 35 +20 13.5 inicio en hoyo

0253 1075 1244 860 13.5 54 12.5 58 40 +22 1 ajuste de presin DP a 12.6 en el trpano






0400 2750 932 +136 3405 900 13.2 54 12.5 54 55 +31 Barita linea plugada. 13.2 In.

0438 3300 832 -136 3655 1250 13.5 54 0 25 +80 Lodo Entrada de vuelta a 13.5

0500 3405 968 200 13.5 54 12.5 50 70 0 12.5 ppg en el estrangulador

0505 3655 832 350 13.5 52 12.5 60 65 0 Presin DP ajustado a 13.2 en el trpano

0515 3810 832 150 13.5 52 12.5 50 85 0 13.5 de vuelta en el trpano

0522 120 13.5 52 100 0 13.5 de vuelta a la superficie

Es necesario registrar la informacin en el mtodo concurrente.

TUBERA DE REVESTIMIENTO

Hoja de Datos Operativos para el Control de Pozos


CONSIDERACIONES: DESVIADOS/HORIZONTALES

Las mejoras tecnolgicas en los instrumentos, herramientas y tcnicas han hecho que la perforacin horizontal sea algo rutinaria en alguna reas. Sin embargo, durante muchos aos para controlar un pozo, a raz de problemas relacionados con ngulos pronunciados, los pozos direccionales eran ignorados en su mayora. Aunque la fsica para el control de pozos no cambia, hay algunas consideraciones cuando se tratan los amagos en pozos muy desviados.

Las consideraciones para los mtodos de presin constante en el fondo, para los pozos con ngulos pronunciados son:

w Clculo de la presin de la friccin basados en profundidades medidas.

w Clculo de la presin hidrosttica basado en profundidad vertical real.

w Seleccin del mejor mtodo para controlar el pozo.

El Mtodo de Esperar y Pesar utiliza una tabla de valores calculados para predeterminar los cambios en la presin en el medidor de la tubera de perforacin a medida que se bombea el fluido de control pesado desde la superficie hasta el trpano. Estos cambios son causados principalmente por dos variables.

w Un incremento en el peso del fluido de control por la sarta, lo cual disminuye la presin.

w Presin por friccin adicional (resistencia al flujo)

que se incrementa en la sarta debido a la circulacin de un fluido ms pesado.

En un pozo vertical, se requieren algunos clculos bsicos para graficar los valores de presin disminuidos y los golpes de la bomba cuando se prepara un programa de presin. Se hacen dos supuestos. El primero es que el largo de la columna del Lodo de Control Pesado se incrementa en la misma cantidad para cada incremento en los golpes de la bomba. Esto es correcto si la sarta no tiene ningn cambio en el dimetro interior (ID) de los tubulares, la tubera de perforacin (TP), las extra-pesadas (HW) y los portamechas (DC). El segundo supuesto es que la altura vertical real de la columna del fluido de control pesado incrementa en la misma cantidad para cada incremento en los golpes de la bomba. Esto es verdad si el pozo es vertical y el primer supuesto es correcto.

Si se usan las hojas de control de Esperar y Pesar estndares en pozos sumamente desviados, los clculos podran resultar en la imposicin de una contrapresin ms elevada de la requerida para equilibrar la presin de la formacin. En algunos casos esto puede llegar a ser tanto como 500 psi (34.48 bar). En la hoja de control de Esperar y Pesar estndar, los clculos predicen la presin de la tubera de presin desde la ICP hasta la FCP basado en los golpes de la bomba (el volumen a la profundidad medida), tratando el incremento en la hidrosttica y la friccin como una simple relacin lineal. Es decir, el cambio en la presin se mantiene constante para cada incremento de volumen bombeado desde la superficie hasta el trpano.

Agua

Zona Productiva

MD para Clculos de Presin por Friccin

TVD para Clculos de Presin Hidrosttica

Lecho del Mar

Vertical

Direccional

Horizontal

Punto Horizontal

Punto de Arranque

Presin de Circulacin Inicial

Presin de Circulacin Final

Presiones de pozos rectos versus pozos con ngulos pronunciados

Los clculos en una hoja de control de esperar y pesar estndar podra resultar en una contrapresin ms elevada de la requerida para equilibrar la formacin.

7-24CAPTULO 7

En pozos horizontales sumamente desviados se debe tratar la relacin de la hidrosttica y la friccin por separado, con la friccin basada en la profundidad medida y la hidrosttica en la profundidad vertical real (TVD). Es posible lograr el pleno efecto de la presin hidrosttica con los varios cientos de golpes que todava quedan para bombear el fluido de control hasta el trpano (y el incremento resultante en la friccin). Si esta presin adicional no es aceptable, se debe usar un programa para compensar por el aspecto direccional del pozo.

El programa de presin para un pozo sumamente desviado u horizontal slo tendr un programa de

presin lineal en la parte vertical desde la superficie hasta el punto de arranque o KOP. Luego, desde el KOP hasta el trpano, los clculos estn basados en los datos direccionales (TVD y MD). El programa de presin del pozo horizontal tiene un cambio en la presin lineal para la seccin vertical, un programa para el radio desde el KOP hasta el horizontal y luego un cuadro de presin lineal desde el punto horizontal hasta el trpano. Los clculos se hacen complejos, usando varios grupos de datos direccionales y largo medidos. A continuacin se encuentran los clculos necesarios.

Repita el #3 durante varios largos iguales a lo largo de la curva de un pozo direccional para graficar cul debera ser la presin de circulacin. (Esto funciona tambin para las profundidades o largos de tubera vertical, horizontal y en espiral).

Quizs note que cuando el largo horizontal es significativo (es tan largo como/ms largo que la parte

vertical del pozo), que la CPKOP quizs est por debajo del valor FCP y luego se incrementa a la FCP debido a un incremento en la friccin. Esto se debe al incremento en la presin hidrosttica sobre la TVD, sin agregarle la friccin de la KOP hasta el trpano en la seccin horizontal.

1. Calcule el Incremento en el Gradiente de Friccin de la Circulacin (psi/pie o bar/m)

Incremento en Friccinpsi/pie = (FCPpsi - Presinpsi de Tasa de Control Original) Largo de la sartapie

Incremento en Friccinbar/m = (FCPbar - Presinbar de Tasa de Control Original) Largo de la sartam

2. Calcule el Incremento en el Gradiente de la Presin Hidrosttica (psi/pie o bar/m)

Incremento en Hidrostticapsi/pie = SIDPPpsi TVDpie del pozo

Incremento en Hidrostticabar/m = SIDPPbar TVDm del pozo

O,

Incremento en Hidrostticapsi/pie = (KWMppg - OWMppg) x 0.052

Incremento en Hidrostticabar/m = (KWMkg/m - OWMkg/m) x 0.00000981

El clculo de arriba supone que se reunir el fluido de control o que se usar un fluido de control calculado para ser ms pesado que el actual.

3. Calcule la Presin de Circulacin (CP) a una profundidad dada (requiere tanto la profundidad MD como la TVD) CP = ICP + (Incremento en la Friccin x MD) - (Incremento en la Hidrosttica x TVD)

CPpsi = ICPpsi + (Incremento en Friccinpsi/pie x MDpie) - (Incremento en Hidrostticopsi/pie x TVDpie)

CPbar = ICPbar + (Incremento en Friccinbar/m x MDm) - (Incremento en Hidrostticobar/m x TVDm)

En pozos horizontales sumamente

desviados se debe tratar la relacin de la

hidrosttica y la friccin por separado.


De este dilogo, surgen algunas preguntas. Son necesarios los pasos adicionales? y el Mtodo de Esperar y Pesar es la mejor seleccin? Si la diferencia de presin entre los golpes hasta el punto de arranque en un programa de presin estndar y la presin calculada en la CPKOP es ms de 100 psi (6.89 bar), entonces probablemente est justificado. Si es menos de 100 psi (6.89 bar), quizs sea mejor usar slo el mtodo estndar para calcular el programa de presin, a no ser que est cerca a la MASP (Mxima Presin de Superficie Permisible), o quizs tenga complicaciones de prdida de circulacin. Factores tales como el tamao de la surgencia, la MASP y SICP podran indicar que se grafiquen las presiones con exactitud y se adhiera estrictamente a las mismas.

El cuadro de abajo muestra las diferencias siguiendo una grafica estndar o recta para la presin del pozo (ICP a FEP) versus la presin requerida por los clculos. En este ejemplo no se requieren clculos especiales para cambiar la presin desviada cuando el ngulo promedio es menos de 60 y/o la intensidad del amago es menos de 1,0 ppg (130 kg/m). En general, mientras ms elevado sea el ngulo y/o el incremento en el fluido de control pesado, mayor es la necesidad por un cuadro de presin detallado para evitar una sobre presin del pozo.

A continuacin hay un mtodo sencillo para determinar la disminucin que se requiere en la presin para equilibrar o exceder apenas la presin de la formacin mientras bombea el fluido de control desde la superficie hasta el trpano en un pozo desviado. La solucin grfica que se ofrece en la pgina 143 simplifica lo que de otra manera requerira numerosos clculos detallados.

Primero es necesario graficar la ICP y la FCP vs. los golpes (o volumen) en papel grfico. Despus, hay que determinar cul es la mayor discrepancia. Esto ocurrir alrededor del final del incremento en el ngulo. El clculo # 3 en la pgina 144 predecir la CP. De la MD, se pueden determinar y graficar el volumen y los golpes. Luego se puede determinar la diferencia en la presin.

Una de las principales ventajas del Mtodo de Esperar y Pesar es que en los hoyos rectos resulta en presiones ms bajas en la superficie anular cuando el fluido de control pesado sube por el espacio anular antes de que un influjo de gas llegue a la superficie. Esto resulta en un incremento de la presin hidrosttica anular y, por lo tanto, requiere menos presin en la superficie (contrapresin en el estrangulador) para equilibrar la presin en la formacin. En los pozos horizontales, o los que

El tamao del amago de reventn, MASP y SICP pueden indicar que se grafiquen las presiones con exactitud y se adhiera estrictamente a las mismas.

COMPARACIN DE LA MXIMA DISCREPANCIA EN LA PRESIN VSLA GRFICA DE PRESIN PARA POZOS RECTOS Y CON NGULO PRONUNCIADO

PRESIN DE CIRCULACIN CALCULADO A EOB TVD INTENSIDAD NGULO PROMEDIO MTODO DEL POZO MTODO DE POZO SI ES MTODO DE MD A EOB DEL AMAGO EN GRADOS RECTO PTO. A DESVIADO PTO. B POZO RECTO, A - B PIES PIES PPG DEGREES PSI PSI PSI

12000 7654 1.0 60 878 825 53 5786 1.0 75 804 721 83 3910 1.0 90 738 622 116 7654 2.0 60 1156 1051 105 5786 2.0 75 1008 841 167 3910 2.0 90 876 643 233 7654 3.0 60 1435 1276 159 5786 3.0 75 1212 961 251 3910 3.0 90 1014 659 35515000 9154 1.0 60 959 900 59 6563 1.0 75 828 757 95 3910 1.0 90 738 583 155 9154 2.0 60 1319 1200 119 6563 2.0 75 1104 914 190 3910 2.0 90 876 635 241 9154 3.0 60 1679 1500 179 6563 3.0 75 1356 1071 285 3910 3.0 90 1054 652 402

LOS CLCULOS USAN 11,5 PPG PARA EL FLUIDO ORIGINAL, 3/100 PIES DE TASA DE INCREMENTO EN EL NGULO, 2000 PIES A KOP.

7-26CAPTULO 7

tienen ngulos sumamente pronunciados, el efecto del incremento en la presin hidrosttica no se logra hasta que el fluido de control empieza a subir por la parte vertical del hoyo, es decir, por encima del Punto Horizontal (HOP). Si el volumen de la sarta de perforacin ms el volumen de espacio anular de la TD hasta el HOP es mayor que el volumen en el espacio anular del HOP hasta la superficie, entonces el influjo circular y saldr antes de que el fluido ms pesado empiece a controlar el espacio anular, Las presiones en la superficie ya habrn alcanzado su valor ms alto (a igual que en el Mtodo de Perforador).

En este caso, el principal beneficio del Mtodo de Esperar y Pesar es la oportunidad de controlar el pozo en una circulacin. Otros beneficios, tales como una menor presin en la superficie que en el Mtodo del Perforador, quizs no se pueda realizar plenamente o podra falta por completo

07 Wc Methods

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