Informe de Fundamentos y Métodos de Well Control

CONTROL DE POZOS – WELL CONTROL

INTRODUCCIÓN

Durante el proceso de perforación de un pozo, la forma de prevenir que los fluidos contenidos en

la formación fluyan hacia el pozo, es por medio de la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo

de perforación que se encuentra dentro del hoyo. El lodo crea una presión debido al peso del mismo y la

longitud de la columna, esta presión es ejercida contra el fondo y las paredes del hoyo. La misma debe ser

en todo momento mayor o igual a la presión de formación para evitar el flujo de los fluidos contenidos en

el yacimiento. Esta acción es conocida como Control Primario del Pozo.

Cuando la presión hidrostática del lodo llega a ser menor que la presión de la formación que se

está perforando, se dice que el pozo está bajo balance; en este caso los fluidos contenidos en la formación

fluirán dentro del pozo, originando una arremetida. La condición de bajo balance se puede presentar en

cualquier momento de la perforación del hoyo, debido a ciertos factores que serán mencionados.

Una vez que se ha perdido el control primario del pozo y los fluidos se encuentran circulando

hacia el mismo, la única forma de detener el flujo, es cerrar el pozo por medio del sistema preventor de

reventones; y posteriormente aplicar un procedimiento determinado para circular la arremetida hacia

afuera del pozo y retomar el control primario del mismo.

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

Objetivo General

El propósito de este Trabajo es realizar un estudio de las diferentes técnicas de control de pozos que

pueden ser aplicadas para controlar arremetidas y reventones.

Objetivos Específicos

Presentar los fundamentos de Control de Pozos

Recopilar, revisar y estudiar la información teórica respecto a las Técnicas de Control de Pozos.

Determinar si es posible cerrar un pozo cuando se genera un reventón por gas superficial.

Estudiar las técnicas especiales usadas para controlar los reventones que no son ocasionados

por gas superficial.

1. FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS

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1.1. MÉTODOS DE CIRCULACIÓN, DE PRESIÓN DE FONDO DE POZO CONSTANTE

Después de que se cierra el pozo y se detiene el flujo desde la formación, la presión en el fondo

del pozo pronto es igual a la presión de la formación. Se debe tener una presión adicional para evitar que

el fluido de la formación siga fluyendo mientras circulan la surgencia hasta sacarla. Al mismo tiempo, se

debe evitar una presión excesiva en el fondo del pozo para evitar la pérdida de circulación.

Si se va a circular y retirar una surgencia del pozo, se requiere que se circule manteniendo la

presión en el fondo del pozo constante. Los procedimientos para hacer esto se llaman Métodos de Presión

de Fondo de Pozo Constante. Hay que elegir cuándo circular o sacar la surgencia del pozo y cuándo

incrementar el peso del lodo. Se puede hacer cualquiera de los dos primero, o se pueden hacer ambos al

mismo tiempo, pero siempre hay que mantener la presión en el fondo del pozo igual a la presión de la

formación o un poco por encima de la misma. Los métodos para cualquiera de las dos elecciones son los

mismos. Basado en el orden de la circulación e incremento en el peso del lodo de ahogo, los siguientes son

los Métodos más comunes para mantener Constante la Presión de Fondo del Pozo:

El Método del Perforador - circular la surgencia hasta sacarla del pozo y luego densificar

piletas y pozo

El Método de Esperar y Densificar – densificar las piletas, y luego circular la surgencia,

manteniendo la densidad

El Método Concurrente - circular la surgencia e ir agregando peso al mismo tiempo.

Estos métodos tienen ventajas y desventajas relativas que se plantean por separado en el capítulo

siguiente. Éstas se deben entender a fondo antes de elegir el método apropiado.

1.2. MÉTODOS DE NO CIRCULACIÓN, DE PRESIÓN DE FONDO DEL POZO

CONSTANTE

Hay varias técnicas que relacionan la presión con el volumen de fluido liberado del pozo. Dos de

las técnicas que proveen control en el fondo sin circulación son la ¨Volumétrica¨ y la ¨Inyección y Purga¨.

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1.3. INFORMACIÓN PREVIAMENTE REGISTRADA

Hay que mantener un registro de la información esencial para ahogar o mantener el control de un

pozo. Este registro debe ser lo más exacto posible. Se deben hacer cálculos para encontrar otra

información para las operaciones de control de la presión y control del pozo. Las hojas de registro de

control de pozo de WCS son fáciles de seguir y usar. Esto quizás podría parecer demasiado simple a

veces, pero es probablemente el enfoque más completo.

1.4. CÁLCULOS DE VOLUMEN

La mayoría de las actividades para controlar un pozo requieren que cierto volumen circule o,

como mínimo, que sea bombeado. Una vez que se haya determinado el volumen a bombear, se puede

calcular el tiempo o las emboladas para bombear ese volumen a partir de la velocidad de la bomba. Para

calcular la capacidad por pie o por metro:

Capacidad bbls/pie = DI² ÷ 1029.4*

Capacidad m³/m = (ID mm ÷ 1000)² × 0.785**

*1029.4 es el factor de conversión desde diámetro de cilindro en pulg. a barriles/pie [(p x D² ÷ 4) 12

(12pulg./pie ÷ 231 pulg. 3/galón ÷ 42 galón/bbl)]. En aplicaciones de perforación, 1029.4 es

redondeado a 1029. Para tubería pequeña se debe utilizar 1029.4 para obtener un resultado mucho más

exacto.

En el sistema métrico usted encontrara m³/m, el diámetro esta en mm y debe convertirse en m

(dividiendo los mm por 1000) antes de utilizar la ecuación p x D² ÷ 4

** 0.07854 es la división de p ÷ 4 = 0.7854.

Los bbls/pie (m³/m) normalmente se utilizan cinco dígitos para ser más exacto. Para tubulares

pequeños se debe garantizar la mayor exactitud posible- especialmente en los desplazamientos o al

bombear fluido de tratamiento.

EJEMPLO

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¿Cuál es la capacidad por pie y metro de Barras de Sondeo de 4,55” (114,3 mm) de Diámetro

exterior, y 3,826” (97,18 mm) de Diámetro interior?

Capacidad bbls/pie = DI² ÷ 1029.4

= (3.826)² ÷ 1029.4

= 14.6383 ÷ 1029.4

= 0.01422 bbls/pie

Capacidad m³/m = (DImm ÷ 1000)² × 0.7854

= (97.18 ÷ 1000)² × 0.7854

= (0.0972)² × 0.7854

= 0.00945 × 0.7854

= 0.00742 m³/m

PROBLEMA

¿Cuál es la capacidad por pie y metro de una tubería de producción de 2 7/8” (73 mm) DE (diam.

ext.), 2,441” (62 mm) DI (diam. int.)?

Para averiguar cuánto volumen hay entre dos puntos, multiplique la capacidad por pie o metro por

el largo entre los puntos:

Volumen = Capacidad × Largo

Volumen bbls = Capacidad bbls/pie × Largo pie

Volumen m³ = Capacidad m³/m × Largo m

1.5. TIEMPO O EMBOLADAS AL TRÉPANO O FINAL DE LA TUBERÍA

En todos los métodos de ahogo, que involucran incrementar la densidad del fluido, se debe

conocer la cantidad de tiempo o las emboladas desde la bomba hasta el trépano o al final de la tubería

(EOT). (Las unidades que usan las bombas pequeñas pueden medir el volumen bombeado en barriles o

metros cúbicos por minuto en vez de emboladas o golpes por minuto). En realidad, el uso de golpes o

emboladas hasta el trépano es más exacto, dado que una bomba de lodo es una bomba de desplazamiento

positivo. Abajo tenemos la ecuación y un problema de muestra.

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Emboladas hasta el Trépano/EOT = Vol. de la Columna ÷ Producción (desplazamiento) de la

Bomba

Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columna bbls ÷ Producción

(desplazamiento) de la Bomba bbls/stk

Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columna m³ ÷ Producción (desplazamiento)

de la Bomba m³/emb

EJEMPLO

¿Cuántos golpes o emboladas serán necesarios desde la bomba hasta el trépano utilizando la

siguiente información?

Capacidad de la Tubería de perforación = 0.01422 bbl/pie (0.00742 m³/m)

Largo de la Tubería de perforación = 9000 pies (2743.2 m)

Capacidad del Drill Collar o Portamechas = 0.00768 bbls/pie (0.004 m³/m)

Largo del Drill Collar o Portamechas= 1000 pies (304.8 m)

Volumen de la Línea en Superficie = 3.5 bbls (0.557 m³)

Producción de la Bomba = 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb)

Velocidad de la Bomba = 30 emb/min

Golpes o emboladas a Trépano/EOT = Volumen de la Columna bbls ÷ Producción de la

Bomba bbls/emb

Total de golpes o emboladas = (Vol. Tubería de perforación bbls + Vol. Portamechas bbls +

Vol. Línea en Superficie bbls) ÷ Producción de la Bomba bbls/emb

= ([0.01422 x 9.000] + [0.00768 x 1.000] + 3.5) ÷ 0.157

= (128 + 7.7 + 3.5) ÷ 0.157

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= 139.2 ÷ 0.157

= 886 emb

Golpes o emboladas Trépano / EOT = Volumen de la columna m³ ÷ Producción de la Bomba

m³/stk

Stks = (Vol Tubería de perforación m³ + Vol de Portamechas m³ + Volumen Línea de Superficie

m³) ÷ Producción de la Bomba m³/emb

Stks = ([0.00742 x 2743.2] + [0.004 x 304.8] + 0.557) ÷ 0.02496

Stks = (20.353 + 1.219 + 0.557) ÷ 0.02496

Stks = 22.13 ÷ 0.02496

Stks = 886 emb

Se puede calcular el tiempo que toma para desplazar el volumen por medio de:

Tiempo = Emboladas (Golpes) emb ÷ Velocidad de la bomba emb/min

= 886 ÷ 30

= 29.5 minutos

1.6. CAUDAL DE AHOGO Y PRESIÓN A CAUDAL DE AHOGO

En muchas situaciones para controlar pozos, no sólo debe saber cómo evitar que fluya la

formación, sino también cómo circular el fluido de la surgencia. Donde sea posible, se debe tomar una

tasa de control de pozo y presión de control (KRP) con la bomba. Es sumamente importante poder

determinar esta presión de la circulación y no se puede hacer suficiente hincapié en ello. Muchas veces a

las presiones de la circulación o de la tasa de control de pozo se las llama por diferentes nombres, tales

como las tasas de circulación lenta (SCR), las velocidades de bombeo lentas (SPR), la velocidad de

circulación reducida, etc., pero son todas las mismas. Esta es la presión que se requiere para superar la

fricción en el sistema de circulación a una velocidad de bombeo dada (lenta).

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Debido a que las propiedades del lodo (fluido) y otros parámetros del pozo pueden afectar las

presiones de la tasa de control de pozo, es muy importante que las tasas de control de pozo y las presiones

de la tasa de control de pozo se tomen regularmente. Se deben tomar las presiones de la tasa de control de

pozo:

Si cambia la densidad del fluido o las propiedades del flujo;

Cuando se hace algún cambio al trépano (por ejemplo, los tamaños de las boquillas) el BHA, y

también si cambia el peso del conjunto de perforación;

Cuando se perforan más de 500 pies (152 m) de pozo nuevo;

En cada turno; y

Después de reparar la bomba.

Hay varios y diferentes enfoques para tomar una KRP (Presión de Caudal de Ahogo). En los

escenarios típicos éstas se toman aproximadamente desde un sexto hasta la mitad de la velocidad normal

de perforación o circulación. Otro método es el de usar la velocidad de marcha en vacío de la bomba,

luego una serie que se incrementa progresivamente de ahí. Muchos equipos de perforación simplemente

utilizan 20, 30 y 40 stks/min. Además, algunos operadores requieren que el perforador encuentre la

velocidad de la circulación a una presión específica (por ejemplo, 200, 300, 400 psi, etc. [10.0 20.0 30.0

bar; etc.]).

La velocidad de la bomba es crítica. La presión de la bomba depende de esta velocidad y un

cambio pequeño en la velocidad bien puede afectar la presión de circulación en forma drástica. La

mayoría de los equipos de perforación usan contadores de golpes de las bombas, los cuales miden también

la velocidad de la bomba. Las bombas que no usan contadores de golpes deberían registrar los engranajes

y rpm utilizados para tomar la KRP y determinar el volumen bombeado por minuto. Por lo general, se

debe escoger la velocidad de circulación para minimizar las posibles complicaciones. Se elige una caudal

de ahogo lento por las siguientes razones:

Es más fácil incrementar el peso de lodo uniformemente cuando se bombea a una velocidad

lenta.

El tiempo de reacción del estrangulador se incrementa con caudales altos.

Es menos probable que se exceda la capacidad de la bomba.

Es menos probable que hayan picos de alta presión.

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Una presión de fricción anular más alta (especialmente en pozos submarinos, perforaciones de

diámetro reducido y aplicaciones a través de la tubería) podría resultar en daños o fallas a la

formación y la pérdida de retorno.

Una fricción anular más alta podría incrementar la posibilidad de pega por presión diferencial.

Podrían ocurrir complicaciones cuando el gas llega a la superficie.

Dado que se necesitan las presiones de tasa de control de pozo para ahogar un pozo, idealmente se

deberían tomar a través del manifold y estrangulador.

Cuando los toman a través del niple lateral (BOP abierto), la presión de la tasa de control de pozo

no refleja la presión real requerida para circular desde los BOP a través de las líneas de estrangulador /

ahogo, manifold, a través del estrangulador, sistema del separador y de vuelta a las piletas. Dado que la

fricción en la línea del estrangulador es pequeña en la mayoría de los equipos de BOP de superficie, las

cuadrillas generalmente las toman a través del niple lateral e ignorar esta fricción. Sin embargo, en los

pozos críticos se debería conocer esta presión y tomarla en consideración.

Se necesitan manómetros precisos. Si hay una diferencia entre la presión de ahogo de pozo en la

consola del perforador y la presión en el panel del estrangulador, se debe usar la presión en el panel del

estrangulador. Si la variación en la presión es lo suficientemente grande, se debería usar un manómetro

calibrado adicional.

Para calcular la velocidad de la bomba en bbls/ min/(m³/min):

Bbls/min = emb/min x Producción de la Bomba m³/min = emb/min x Producción de la Bomba

Bomba #1, 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb), 30 emb/min = 1000 psi (68,95 bar)

Bomba #2, 0126 bbls/emb (0,02003 m³/emb), 30 emb/min = 550 psi (37.9 bar)

Use la Bomba #1 para ahogar el pozo.

1.7. PRESIONES DE CIERRE SIDPP, SITP, SICTP (BARRAS, TUBING, COILED

TUBING)

Cuando un pozo está cerrado, la columna de perforación o el tubing es simplemente una extensión

del manómetro que llega hasta el fondo del pozo. Este medidor de presión es un medidor de superficie que

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daría la lectura de la presión en el fondo del pozo si la tubería de perforación estuviera vacía. Pero dado

que la tubería de perforación no está vacía, el medidor muestra la diferencia entre la presión en el fondo

del pozo y la presión hidrostática que ejerce la columna de lodo que está en la tubería de perforación.

Matemáticamente, la SIDPP Presión de Cierre de Barras de Sondeo) se representa con:

SIDPP = Presión de la Formación – Presión Hidrostática del Lodo en la Sarta de

Perforación

Dado que se usa la presión de cierre en la tubería de perforación (SIDPP) (la presión de cierre en

la tubería [SITP] en un reacondicionamiento o la presión de cierre en la tubería flexible -coiled tubing-

[SICTP]) para calcular la presión de la formación, el peso del lodo de control (densidad de ahogo) y la

presión inicial de circulación, es importante que sea exacta.

Una advertencia acerca de las presiones de cierre en la tubería de perforación: Se supone que la

presión de cierre de la tubería de perforación es correcta y generalmente debería ser más baja que la

presión de cierre de la tubería de revestimiento. Es posible tener una presión de cierre de tubería de

perforación más alta que la presión de cierre del casing, si la densidad general de los fluidos en el espacio

anular es más pesada que en la tubería de perforación.

Si la presión de cierre en la tubería de perforación parece ser demasiado alta o baja, podría ser

debido a uno de los siguientes motivos:

Con una surgencia grande, la tubería podría estar bajo los efectos del tubo en “U” y estar

parcialmente vacía

Hay presiones atrapadas

Flotador en la sarta

Las presiones fueron leídas demasiado pronto, y la presión de la formación no tuvo tiempo de

estabilizarse

Se podría haber leído la presión demasiado tarde, mostrando el efecto de la migración del gas.

Algunos operadores usan el procedimiento estándar de purgar una pequeña cantidad de lodo (1/4

bbl [aproximadamente 0.04 m³] o menos) desde la tubería de revestimiento para verificar si hay presión

atrapada. En el caso de que haya presión atrapada, la respuesta esperada sería que la presión en la tubería

de perforación caerá por debajo de la SIDPP original (e incorrecta). Sin embargo, si la presión de la

tubería de perforación vuelve a su valor, la SIDPP original era correcta. Después de una caída inicial, la

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SICP (Presión de Cierre del Casing) podría estar un poco más alta debido a la expansión del gas, o al

permitir un mayor influjo.

Es una buena práctica al cerrar el pozo, de comenzar a registrar ambas presiones de cierre. Se

deberían registrar al menos una vez por minuto hasta que la diferencia en las lecturas de la presión

disminuye y parece estabilizarse. Si el influjo es gas, y la viscosidad del fluido es baja, quizás no se

estabilice la presión de cierre en la tubería de revestimiento (SICP) o la presión encerrada en el cabezal del

pozo. Si está disponible un cuadro de presión, se podría usar para determinar dónde se estabilizan las

presiones versus el efecto de la migración de la surgencia.

1.8. FLUIDO PARA CONTROLAR EL POZO (AHOGO)

El fluido para controlar el pozo, o el peso del lodo de control (densidad de ahogo), es el peso del

lodo que se necesita para equilibrar la presión hidrostática del pozo con la presión de la formación. El

fluido de control debe circular en todo el pozo antes deque se pueda volver a las operaciones de

perforación.

Según el método utilizado para controlar el pozo (Del Perforador, Esperar y Densificar, o

Concurrente) se determinará cuándo se debe bombear el fluido de control. La siguiente es la ecuación y un

problema de ejemplo para determinar el peso del lodo de control. La respuesta está en ppg (Kg/m³) y se

lleva con un solo decimal. En la mayoría de los casos, se redondea hacia arriba hasta la siguiente décima

más alta.

PROBLEMA

Calcule la densidad del fluido de ahogo.

SIDPP = 300 psi (20.69 bar)

TVD = 10.000’ (3048 m)

Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1498 Kg/m³)

Peso del lodo de control = _______ ppg (______Kg/m³)

Si la densidad de ahogo calculada es de 13.07 ppg (15566 Kg/m³) se debe tomar 13.1 ppg (1570

Kg/m³).

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1.9. CIRCULACIÓN PARA AHOGAR EL POZO

Para evitar un influjo adicional mientras está controlando el pozo, la presión en el fondo del pozo

(BHP) debe mantenerse un poco por encima de la presión de la formación. Adicionalmente, es más

eficiente hacer circular el influjo hasta que sale. La combinación de varias presiones - hidrostática, presión

por fricción de circulación en el anular y la presión que se mantiene en el estrangulador - mantienen el

control del pozo durante este tiempo.

Debemos entender cuál es la presión que hay que mantener y la relación de la circulación de

diferentes densidades de fluidos.

1.10. PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

La presión inicial de circulación (ICP) es la combinación de la presión de cierre en la tubería de

perforación más la presión que se necesita para circular el fluido a una velocidad dada. Es la presión de

cierre de la tubería de perforación la que se necesita para detener la formación que está surgiendo, más la

presión de la tasa de bomba que se necesita para transportar el fluido.

PROBLEMA

Calcule la presión inicial de circulación.

ICP = SIDPP + KRP

Presión de caudal de ahogo = 1000 psi (68.95 bar)

SIDPP = 300 PSI (20.69 bar)

ICP = ________ psi (________bar)

1.11. PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

La presión final de circulación (FCP) es la presión de la velocidad de circulación o control

(ahogo) que se corrige matemáticamente para un fluido más pesado. Esta presión se debería mantener

desde el momento en que el fluido de control está en el trépano hasta que el espacio anular está lleno con

el fluido de ahogo.

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PROBLEMA

Calcule la presión final de circulación:

Presión a Velocidad de Control = 1000 psi (68.95 bar)

TVD = 10000’ (3948 m)

SIDPP = 300 psi (20.69 bar)

Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1298 kg/m³)

FCP = _____ psi (_____ bar)

1.12. PRESIONES INTERMEDIAS

¿Qué le sucede a la presión de la bomba cuando circula un fluido con una densidad diferente? Los

fluidos más pesados generalmente requieren más presión para circular debido a un incremento en la

fricción. Uno esperaría que la presión de circulación se incrementara a medida que bombea un fluido de

control en el pozo. Sin embargo, debido al efecto de colocar sobrepeso debido al incremento en la presión

hidrostática del fluido de control, generalmente se percibe una reducción en las presiones de circulación

una vez que el fluido de control empieza a bajar por la sarta.

1.13. CONSIDERACIONES DE LA PRESIÓN ANULAR EN LA PERFORACIÓN

Muchas veces los reglamentos requieren que la presión máxima en la superficie por debajo de las

BOP estén indicadas cerca del puesto del perforador.

La misma se debe calcular para cada sección de tubería de revestimiento. Esta consideración sobre

la presión, generalmente se basa de uno de tres valores diferentes:

Presión de Reventón de la Tubería de Revestimiento

Límites del Conjunto de la BOP

Presiones que podrían causar daños a la formación

Si la tubería de revestimiento o el Conjunto de BOP limitan la presión que se puede poner en el

pozo, la cuadrilla debe tener cuidado de no exceder ese valor. Rara vez ocurre este límite debido a que los

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programas para los pozos generalmente requieren que tanto la tubería de revestimiento como las BOP

manejen cualquier presión que se encuentre. Sin embargo, con el uso en el campo, la tubería de

revestimiento y los equipos están sometidos al desgaste, fatiga y daños por corrosión que pueden llevar a

un rendimiento y clasificación de presión que están por debajo de lo óptimo.

Durante el procedimiento de control de un pozo, existe la posibilidad de que puedan resultar daños

en la formación, la pérdida de circulación o un reventón subterráneo, si es que se sobrepasa la presión de

integridad estimada. Esto es sólo una estimación de la presión en la superficie (un punto de referencia para

tomar decisiones, no un punto de detención absoluto) y cada esfuerzo para controlar un pozo debe estar

basado en las condiciones únicas de ese pozo.

La profundidad de la tubería de revestimiento, la integridad de la formación, la densidad actual y

del fluido de control, la posición del amago de reventón (surgencia) y las presiones impuestas en la

superficie son todos factores que afectan esta consideración sobre la presión.

PROBLEMA

Complete en consideraciones sobre la presión.

Profundidad de la Prueba = 5030’ (1533 m)

Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1497 kg/m³)

Densidad del Lodo de la Prueba de Leak-off (LOT) = 9.1 ppg (1092 kg/m³)

Presión de la Prueba de Leak-off = 1570 psi (108.25 bar)

Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento (100%) = 5750 psi (396.46 bar)

Prueba del Conjunto de BOP = 10000 psi (689.5 bar)

1.14. CONSIDERACIONES ACERCA DE LA PRESIÓN TUBULAR

Muchas operaciones que se realizan con los tubulares existentes debe considerar los límites de

estallido y aplastamiento. Se decide acerca de un factor de seguridad (basado en la antigüedad, el desgaste,

la corrosión y otros daños) y se le baja la clasificación de la tubería o se ajusta de sus especificaciones

originales. Algunos ejemplos de esto son:

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Resistencia Interna Ajustada de la Tubería de revestimiento = Resistencia Interna de la

Tubería de revestimiento x Factor de Seguridad

Resistencia Interna Ajustada de la Tubería = Resistencia de la Tubería x Factor de

Seguridad

Aplastamiento Ajustado de la Tubería = Aplastamiento de la Tubería x Factor de Seguridad

1.15. CONSIDERACIONES SOBRE LA PRESIÓN DE LA FORMACIÓN

Si se va a controlar un pozo antes de continuar las operaciones, la presión impuesta contra la

formación puede incrementar el tiempo y los costos para volver a ponerlo en producción. Se pueden hacer

cálculos en el campo para determinar las presiones estáticas permitidas para minimizar el riesgo de una

sobrepresurización del pozo al tratar de matarlo (ahogarlo).

Se puede determinar la hidrostática promedio aproximada de los fluidos producidos en la sarta de

producción por medio de:

Presión Hidrostática Promedio en la Tubería = Presión de la

Formación - Presión de Cierre en el Interior de la Tubería.

Entonces, la presión máxima que se puede aplicar (basado en los datos existentes) es:

Máxima Presión Inicial Estimada en la Tubería = Presión Estimada para la Integridad de la

Formación (Presión de Fractura) - Presión Hidrostática Promedio en la Tubería

A medida que se va bombeando el fluido de control por la sarta de producción, disminuye la

cantidad de presión estática en la superficie que se puede imponer antes de incurrir en daños. Una vez que

el fluido de control llega a la formación, se puede calcular la presión estática final:

Presión Máxima Final Estimada en la Tubería = Presión Estimada de Integridad de

Formación (Presión de Fractura) - Hidrostática del Fluido de Ahogo

Se puede preparar un cuadro para documentar el volumen versus la presión. Este cuadro es tan

fácil de completar como el cuadro de la presión de perforación. Antes de las operaciones, también hay que

completar los cálculos del volumen hasta el punto de matar el pozo. Se preparan los cálculos del volumen

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y un sobre desplazamiento (si es necesario). Se incrementa la fricción de la circulación a medida que se

bombea el fluido de control por la sarta. Esto incrementa la presión en la superficie y la presión adentro de

la tubería. Incrementos repentinos de la presión pueden hacer estallar la tubería o ser un indicio de

complicaciones que se están desarrollando. Mantenga buenas anotaciones. Esté preparado para parar si

ocurre algún problema. Se podrían necesitar cálculos más complejos en un pozo crítico, incluyendo los

efectos de la fricción de circulación.

2. METODOS PARA CONTROLAR POZOS

Hay muchas técnicas para controlar un pozo. Ya sea que haya ocurrido una surgencia durante la

perforación o el acondicionamiento o si hay que controlar un pozo vivo, los fundamentos son los mismos.

Estos métodos mantienen la presión en el fondo del pozo al nivel deseado, lo cual normalmente es igual a

o por encima de la presión de la formación para así evitar un mayor influjo del fluido de la formación. En

los pozos vivos, no siempre es deseable matar el pozo, sino más bien, controlar la presión en un nivel que

se pueda manejar y que sea seguro. Algunas técnicas proveen los métodos para la circulación de un fluido

de control o para que el pozo alcance el nivel deseado de control de presión. Otras técnicas de bombeo

permiten que se bombee un fluido en el pozo sin retornarlo a la superficie. Las técnicas que no tienen que

ver con el bombeo permiten controlar la presión de la formación y/o permiten que una herramienta entre o

salga del pozo con deslizamiento.

Todas estas técnicas tienen metas comunes: controlar el influjo de la formación que está

produciendo y evitar también la pérdida de circulación. La diferencia en estos métodos está en si se

incrementa el peso del fluido y si habrá circulación dentro del pozo. Los principios en este capítulo están

bien establecidos y funcionan igualmente bien en todas las aplicaciones (perforación, rehabilitación,

terminación) donde ameritan.

Este capítulo habla sobre diferentes Métodos de mantener una Presión Constante en el Fondo del

Hoyo para controlarlo y los métodos para la respuesta con estrangulador. Si la meta es la de retirar el

fluido del brote o surgencia, hay dos técnicas para evitar que haya un influjo adicional. El primero es el de

agregar suficiente contrapresión en la columna actual de fluido para igualar la presión de la formación. El

segundo es el de mantener suficiente contrapresión y desplazar el fluido original en el pozo más un fluido

que sea lo suficientemente denso como para igualar o sobrepasar la presión de la formación.

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2.1. MÉTODO DEL PERFORADOR

El método del Perforador es considerado el método más simple de control de kick porque no

requiere de cálculos complejos y puede ser aplicado en diversas situaciones.

Este método emplea una doble circulación:

• la primera circulación se realiza con el mismo lodo del pozo, hasta que el kick es expelido

• la segunda circulación se realiza con un lodo pesado, de densidad oportunamente calculada, para

restablecer el equilibrio hidrostático.

Primera circulación

1. Calcular la presión inicial de circulación:

ICP = SIDPP + PL

2. Iniciar el bombeo progresivamente,

incrementando los strokes de la bomba hasta que el

valor de la PL sea registrado y simultáneamente regular

el choke automático para mantener la SICP constante

Una vez que la bomba ha alcanzado el número

de strokes programados, para mantener la presión de

fondo constante es necesario:

- mantener un número constante de strokes

- mantener constante la ICP

- no permitir que la densidad del lodo cambie

(uniforme en todo el sistema)

Durante la fase de transición la presión dentro

de los tubos se incrementará gradualmente, por lo tanto

la SICP debe mantenerse bajo control.

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3. Una vez que el número de strokes ha sido alcanzado, verificar la presión de circulación

Si el valor de la presión es igual al valor de ICP calculado en el punto 1 (ICP = SIDPP + PL), la

situación es normal.

Si el valor es ligeramente diferente, la situación puede ser considerada normal. La diferencia

puede ser justificada por una variación de la eficiencia volumétrica de la bomba respecto al momento del

registro de la PL.

Si el valor es considerablemente diferente la situación es anormal: parar la bomba y mantener la

presión del casing constante, encontrar la causa y solucionar el problema antes de proseguir.

4. Continuar la circulación hasta completar la expulsión del influjo mientras se mantienen la ICP y

el número de strokes de la bomba constantes.

Alguna variación en la ICP, debido al principio de tubo en "U", puede ser compensado por la

variación inducida en la SICP a través del choke.

En este caso debe recordarse que estas variaciones, alcanzaran el manómetro de presión en tubos

con un cierto retraso, debiendo recorrer todo el circuito hidráulico representado del pozo (la onda de

propagación de la presión en el lodo se mueve a la velocidad de cerca de 300 m/s).

En la práctica, esto implica que entre un ajuste de choke y uno sucesivo, un cierto tiempo debe

transcurrir para permitir a la presión transmitirse sobre el manómetro de la sarta.

5. Después de la expulsión del influjo parar la circulación y verificar que la

SICP = SIDPP

La condición SICP = SIDPP puede ser detectada con la bomba parada o trabajando. Para

asegurarte el éxito de la operación, se para la bomba, cierras el choke y lees las presiones en la SIDPP y en

la SICP estabilizadas.

Si son iguales, significa que el fluido contaminante ha sido expulsado y ha concluido la primera

circulación.

17


Si la SICP es mas alta que la SIDPP, la circulación debe ser reiniciada para completar la expulsión

del influjo.

Si ellos son iguales pero, sus valores son mas altos de lo esperado, significa que cierta presión fue

atrapada, cuando la bomba estuvo parada. Este exceso de presión debe ser descargada lentamente

operando el choke manual. La confirmación de que la presión era realmente atrapada, se da por la

disminución de la presión en tubos durante la descarga.

Segunda circulación

1. Preparar el lodo pesado

El KMD (Kill Mud Density) se calcula del

siguiente modo:

KMD = OMD + SIDPP/(0.052 x TVD)

donde: OMD = Densidad del Lodo

Original (actual)

TVD = Profundidad Vertical Total

2. Preparar los datos para la circulación

Preparar los datos para la circulación, significa

tener listo:

- el número de strokes de la bomba requerido

para reemplazar al volumen de lodo en el interior de la

sarta (esto requiere la conversión del volumen interno

de la sarta en número de strokes de la bomba)

- colocar el contador de strokes en cero.

3. Circular para desplazar el lodo ligero de la

sarta mientras se mantiene la SICP constante.

18


Si al final de la primera circulación la bomba ha sido parada, es necesario encender la bomba

nuevamente incrementando lentamente los strokes de la bomba hasta el valor de la PL, manteniendo

constante la SICP operando el choke automático, hasta completar el desplazamiento del volumen interno

de la sarta.

Si la bomba no ha sido parada, la circulación continúa con los mismos parámetros. En esta fase, el

gradual incremento de la presión hidrostática debido al lodo pesado, producirá una disminución progresiva

de la SIDPP, hasta llegar a cero, con la consiguiente disminución de la presión de circulación. Durante

toda la fase, como en la primera circulación, el número de strokes de la bomba debe ser mantenida

constante.

4. Leer la presión final de circulación (FCP)

El valor de la presión de circulación al final del desplazamiento del lodo dentro de la sarta, debe

ser registrada y mantenida constante, durante todo el tiempo que sea necesario para desplazar el lodo del

anular. El valor registrado debe ser comparado con el valor de la FCP previamente calculado con la

siguiente formula:

FCP = PL x KMD / OMD

Si todo el proceso es normal, los dos valores deben coincidir.

5. Completar la circulación hasta que el volumen anular sea desplazado, manteniendo constante la FCP

6. Parar la circulación y chequear las presiones.

7. Si la situación es normal abrir el BOP, realizar un control estático (flow check), acondicionar el lodo y reiniciar la actividad suspendida.

Nota Durante toda la operación de control de pozo se debe registrar con regularidad y con una cierta frecuencia (de 5/10 minutos) los siguientes valores:

- Presión de circulación

- SICP

- Strokes de la bomba (strokes / min. y acumulado)

- Densidad del lodo (entrante y saliente)

19


- Volumen en tanques

- Posición del choke

El conocimiento de estos datos será muy útil para poder detectar las causas de eventuales

anomalías durante el control del pozo.

Ventajas

La circulación inicia inmediatamente.

No se necesita adicionar barita para iniciar

El procedimiento (en la primera circulación).

Desventajas

Un tiempo más prolongado en el choque (si se

necesitan las dos circulaciones).

Presiones más altas en la superficie que el

método de esperar y pesar.

La presión en el zapato puede ser más alta.

2.2. MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR O MÉTODO DEL INGENIERO

En el Método del Ingeniero o Método de Esperar y Pesar una vez que el pozo está cerrado, la

cuadrilla del equipo de perforación “espera” mientras que el fluido de perforación se “densifica” en los

tanques hasta obtener la densidad del lodo de control.

A diferencia del método del perforador que utiliza dos circulaciones, este método realiza una

única circulación para introducir el lodo de control y eliminar el influjo de gas, petróleo o agua salada.

Usando este método, el lodo de control se bombea inmediatamente a través de la tubería de

perforación. Esto aumenta la presión hidrostática ejercida por el lodo en la tubería, de tal manera que la

presión de la tubería de perforación disminuirá a medida que el lodo de control se va acercando a la

mecha. Una vez que el lodo de control llega a la mecha, el pozo estará controlado por el lado de la tubería

de perforación. Seguidamente, la presión de la tubería de perforación y la velocidad de bombeo se deben

mantener constantes mientras se desplaza el lodo de control por el anular para controlar el pozo.

20


Para llevar un control de los procedimientos y presiones que se necesitan para controlar el pozo, se

debe construir un gráfico de programación de las presiones. El eje vertical es para la presión de bombeo o

presión de la tubería de perforación, y el eje horizontal para las emboladas de la bomba. Se grafica la

presión inicial de circulación “PIC” a cero emboladas y la presión final de circulación “PFC” a las

emboladas requeridas para llenar la tubería de perforación, desde la superficie hasta la mecha, con el lodo

de control. Se conectan los dos puntos con una línea recta, la cual indica la presión que se debe mantener

en la tubería de perforación en cualquier momento mientras el lodo de control se está bombeando hacia

abajo por la tubería de perforación. La presión se registra para un intervalo constante de emboladas; por

ejemplo, 100, 150, 200.

El método de Espera y Pesa requiere de solo una circulación completa realizada con lodo pesado.

La circulación con lodo pesado tiene dos efectos:

• restablece el equilibrio hidrostático; el lodo original es desplazado y reemplazado por el lodo

pesado, el cual produce la suficiente carga hidrostática para contrabalancear la presión de formación.

• expulsa el influjo; al mismo tiempo, el influjo que ingreso al pozo es llevado a superficie y

expulsado.

Nota Es necesario, que el lodo pesado para iniciar las operaciones de control, este listo en el más

breve tiempo, para evitar que el tiempo que transcurre entre el cierre del pozo y el inicio de la circulación

provoque una migración del gas que:

- exista el riesgo de fracturar la formación debajo del zapato

- pueden causar error en los valores de las presiones.

Procedimiento operativo

Una vez que se ha llenado la Kill Sheet, el procedimiento ejecuta los siguientes pasos:

1. Preparar el lodo pesado

Durante la espera de la preparación del lodo pesado, el perforador debe controlar la presión en

tubos y en casing.

21


Para mantener la presión de fondo constante, la presión en tubos no debe incrementarse.

Para anular algún incremento será necesario descargar algo de lodo a través del choke, hasta que

la presión en tubos sea llevada de vuelta a su valor inicial (SIDPP).

2. Encender la bomba

Durante el arranque de la bomba, llevar lentamente los strokes de la bomba al valor registrado de

la PL y regular el choke automático para mantener la SICP constante.

Una vez que el número de strokes de la bomba programado ha sido alcanzado, es necesario

comparar la presión de circulación con el valor de la ICP calculada en la kill sheet.

- Si el valor de la presión es el mismo o

ligeramente diferente, la situación puede ser considerada

normal. La diferencia se puede justificar por una

variación en la eficiencia volumétrica de la bomba con

respecto al momento del registro de la PL.

- Si el valor es considerablemente diferente la

situación es anormal: parar la bomba y mantener la

presión del casing constante, encontrar la causa y

solucionar el problema antes de proseguir.

El contador de strokes se coloca en cero (0)

cuando el lodo pesado llega al kelly. Desde aquel

instante transcurre el tiempo necesario para desplazar el

lodo original de la sarta. Para tal propósito es necesario

conocer el volumen de la línea de superficie para

determinar el número de strokes.

3. Desplazar el volumen interno de la sarta

En esta fase la presión de circulación disminuye

progresivamente del valor de la ICP al valor de la FCP

debido a la reducción de la SIDPP.

22


La presión de fondo permanece constante debido a que esta reducción es compensada por el

incremento de la presión hidrostática del flujo del lodo pesado.

La SIDPP desaparecerá completamente cuando el lodo pesado haya alcanzado la broca. Esta

disminución es controlada con el uso adecuado del choke automático (power choke).

4. Desplazar el volumen anular

Una vez que el lodo pesado ha alcanzado la broca, la presión de circulación final (FCP) debe

mantenerse constante hasta el final de la operación..

5. Parar la circulación y realizar un control de las presiones.

Si la situación es normal:

- abrir el BOPP y efectuar un control estático (flow check),

- acondicionar el lodo y reanudar la actividad suspendida.

A continuación están los procedimientos para Esperar y Pesar:

1. Se cierra el pozo después del amago.

2. Se registran las Presiones de la Tubería de perforación (SIDPP) y la Tubería de revestimiento

(SICP) estabilizadas.

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

4. Cuando las piletas activas están densificadas, empieza la circulación.

5. Se sigue una tabla de presión de circulación, versus el volumen de fluido bombeado de control

por el pozo.

23


2.3. MÉTODO CONCURRENTE

Este método es conocido también como Método de Circular y Pesar, es usado cuando se desea

comenzar la circulación rápidamente con un aumento inmediato en la densidad del lodo, la cual se

incrementará gradualmente hasta la densidad del lodo pesado para controlar el pozo. El pozo estará

cerrado solamente por el tiempo necesario para obtener la información pertinente a la arremetida.

El Método Concurrente es básicamente una variación del Método del Ingeniero, en el primero la

densidad del lodo se aumenta en etapas hasta conseguir la densidad necesaria para controlar el pozo. El

número de circulaciones necesarias para alcanzar la densidad del lodo de control dependerá del

incremento de densidad seleccionado.

Se debe desarrollar un programa de presiones similar al del Método del Ingeniero; la diferencia

entre los programas es que para este método se traza la presión de bombeo o de la tubería de perforación

en relación con la densidad del lodo. El eje vertical se usa para la presión y el horizontal para la densidad

del lodo. Se requieren tres cálculos para completar el programa: la densidad del lodo de control, PIC y

PFC. Las ecuaciones para determinar estos valores son las mismas que para el Método del Ingeniero y el

Método del Perforador.

A continuación se resumen las ventajas del Método Concurrente.

Se puede empezar la circulación inmediatamente después de haber determinado

las presiones estabilizadas en la superficie. Esto podría mantener libre a la tubería además de

evitar la necesidad de emplear el Método Volumétrico para evitar un incremento excesivo en la

presión de la superficie debido a la migración de gas que podría ocurrir durante el tiempo que se

necesita para pesar el fluido de las piletas para el Método de Esperar y Pesar.

La circulación puede continuar a lo largo de la operación de control dado que no

se requiere ningún período de cierre para incrementar el peso del fluido en las piletas. Esto podría

ser beneficioso en aquellos pozos donde la circulación ayuda a mantener la tubería libre y ayuda a

evitar que el hoyo se empaque alrededor de la sarta de perforación.

No hay ningún apagado ni arranque de bombas programados (como lo hay en

otros métodos) reduciendo así la probabilidad de una surgencia secundaria o el ejercer una

contrapresión excesiva que podría resultar en una pérdida de circulación

24


2.4. MÉTODO VOLUMÉTRICO

El método Volumétrico tiene por finalidad de llevar el influjo de gas, desde el fondo del pozo

hasta debajo del BOP, manteniendo la presión de fondo constante.

Este método es utilizable solo con gas, porque aprovecha el aumento de la presión debido al

ascenso del influjo de gas.

Por otro lado, el método Volumétrico se usa bajo condiciones operativa particulares que implican

la ausencia de circulación, por consiguiente la imposibilidad de usar los métodos previamente descritos

(Método del Perforador y Espera y Pesa):

a. ausencia de tubería dentro del pozo

b. tubería dentro del pozo, pero con anomalías que bloquean la circulación, tales como:

- taponamiento de los chorros de la broca

- problemas con la bomba o con el circuito de superficie

- obstrucciones en el anular

- wash-out(lavado) en la sarta encima del influjo

Procedimiento operativo

Operativamente se puede proceder de la siguiente manera:

1. Inicialmente dejar que se incremente la presión teniendo un "Margen de Trabajo" (Working

margin) (aproximadamente de 10 kg/cm² = 142.2 psi) que se eliminara después, durante la descarga del

lodo.

2. Se descarga el volumen de lodo programado, manteniendo constante el último valor de la SICP.

Volumen de lodo a ser descargado

V = ΔH x Cf

donde:

25


ΔH = altura del lodo a ser descargado, la cual es una consecuencia de la selección del margen de

trabajo (ΔP):

ΔH = ΔP x 10

D con D = densidad del lodo

Cf = capacidad del hueco (o del anular en caso de haber tubería en el pozo) en la sección que se

encuentra el influjo..

Debido a la dificultad de determinar la exacta posición del influjo, el método Volumétrico

funciona bien solo en pozos de geometría regular.

3. Se deja nuevamente incrementar la presión al "Margen de Trabajo", cerrando el choke para una

nueva operación de descarga.

Esto debe ser repetido hasta que el influjo de gas llegue debajo del BOP.

El procedimiento termina tan pronto el gas empieza a salir en superficie , desde que el método

Volumétrico no incluye la expulsión del gas, lo cual es realizado con el método de Lubricación.

Es ideal para ser usado cuando se presentan arremetidas de gas, durante el mismo se drena lodo

para facilitar la salida de la arremetida, sin eliminar la presión de contrapeso en el fondo, es aplicable

cuando se tiene:

1. Bombas fuera de servicio.

2. Tubería lejos del fondo, atascada o fuera del hoyo.

3. Mechas taponadas.

4. Pescado en el fondo del hoyo.

Puede efectuarse de dos maneras. Una estática, durante la cual se deja elevar la presión en el

estrangulador y se drena su equivalente en lodo y así sucesivamente hasta que la arremetida salga. Y otra

dinámica donde se controla la presión en superficie con el estrangulador mientras se circula por el carrete

de perforación hasta sacar la arremetida.

26


2.5. MÉTODO DE LA BAJA PRESIÓN EN EL ESTRANGULADOR

Cuando no se puede cerrar el pozo, porque se alcanza casi la presión de estallido de la tubería en

superficie o la presión de fractura del punto más débil, se reemplaza la presión máxima en el estrangulador

por peso de lodo, que equivalga a la profundidad del punto más débil y se circula. Después, se para la

circulación y se observa si la presión en el estrangulador se mantiene baja, en caso contrario, se sigue

reemplazando presión con lodo cada vez más pesado (se aconsejan incrementos de 0.3 Lbs/Gal cada vez),

la formación seguirá aportando fluidos hasta que se llegue a circular el peso de lodo que controle la

arremetida; este método toma bastante tiempo para controlar el pozo.

2.6. MÉTODO DE INYECCIÓN O FORZAMIENTO “BULLHEAD”

Es un plan de emergencia empleado cuando:

• Se presentan arremetidas muy grandes.

• A condiciones de superficie la arremetida gaseosa es demasiado grande.

• Se sospecha de arremetidas con altos niveles de H2S.

• La tubería esta fuera del pozo o lejos del fondo.

Este Método es usado para reducir la presión en superficie antes de aplicar otro método de control;

sirve para rebombear la arremetida hacia la formación sin superar la presión de fractura de la misma y de

estallido de la tubería, mientras se calcula el peso para controlar el pozo.

27


ÍNDICE

INTRODUCCIÓN……………………………………………………………….….……......…1

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN…………………………………………………………1

1. FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS……………………………….………..……2

1.1. MÉTODOS DE CIRCULACIÓN, DE PRESIÓN DE FONDO DE POZO

CONSTANTE…………………………………………………………………………………….2

1.2. MÉTODOS DE NO CIRCULACIÓN, DE PRESIÓN DE FONDO DEL

POZO CONSTANTE…………………………………………….………………………….…2..

1.3. INFORMACIÓN PREVIAMENTE REGISTRADA……………………………..………..…

3

1.4. CÁLCULOS DE VOLUMEN………………………………………………………...………3

1.5. TIEMPO O EMBOLADAS AL TRÉPANO O FINAL DE LA TUBERÍA……… …………4

1.6. CAUDAL DE AHOGO Y PRESIÓN A CAUDAL DE AHOGO………..…..………………6

1.7. PRESIONES DE CIERRE SIDPP, SITP, SICTP…………………….………………………8

1.8. FLUIDO PARA CONTROLAR EL POZO…………………………...……………….……10

1.9. CIRCULACIÓN PARA AHOGAR EL POZO …………………………………..…………10

1.10. PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN ………………………..……………….………11

1.11. PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN ……………………………………………..……11

1.12. PRESIONES INTERMEDIAS ………………………………………………………….…12

1.13. CONSIDERACIONES DE LA PRESIÓN ANULAR EN LA PERFORACIÓN …………

12

1.14. CONSIDERACIONES ACERCA DE LA PRESIÓN TUBULAR……………………...…

13

1.15. CONSIDERACIONES SOBRE LA PRESIÓN DE LA FORMACIÓN…………..………14

2. MÉTODOS PARA CONTROLAR POZOS……………………………..……………………15

2.1. MÉTODO DEL PERFORADOR.…………………………………………………………...16

2.2. MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR O MÉTODO DEL INGENIERO ………………...…20

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2.3. MÉTODO CONCURRENTE ………………………………………………………………24

2.4. MÉTODO VOLUMÉTRICO ……………………………………………………….………25

2.5. MÉTODO DE LA BAJA PRESIÓN EN EL ESTRANGULADOR ……………………… 27

2.6. MÉTODO DE INYECCIÓN O FORZAMIENTO “BULLHEAD” ……………………......27

29


http://www.youtube.com/watch?v=Qxudw1VyL0M

http://www.youtube.com/watch?v=xc3jKrg4ZKw

30

http://www.youtube.com/watch?v=Qxudw1VyL0M


31


32


3. PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO EN CONDICIONES SEGURAS

3.1. INFORMACIÓN SOBRE EL POZO

3.1.1. Datos del pozo

Antes de iniciar las operaciones en el pozo, se debe preparar el programa de trabajo

donde se indicar los datos esenciales para poder operar:

• tipo de completación (simple, dual, ... )

• tipo y característica del fluido del packer

• presiones estáticas y dinámicas en la cabeza y en el fondo del pozo

• dimensión y clasificación (rating) de el well head y de todo el embridado

• profundidad y dimensión de los diferentes casings con el relativo nivel del cemento y

los intervalos perforados

• dimensión, características y profundidad de sentado de los packers, tipo de unión y

tipo de acero de los tubings.

• wireline tools, landing nipples, válvulas de seguridad: características, cantidad y

profundidad

• tipo de hidrocarburo en el pozo y capacidad de producción.

Antes de iniciar las operaciones, en base a la información sobre el pozo, el encargado de

la operación (supervisor) deberá verificar:

1. las características del fluido del packer para establecer si:

33


- su densidad es apropiada para operaciones de matar el pozo

- su densidad es demasiada baja (no mata el pozo el peso del packing fluid)

- su densidad es demasiada alta y podría causar absorción peligrosa debido a la

depletación de la formación.

Cada situación requiere un diferente procedimiento;

2. la presión de reventazón del tubing y del casing, y el máximo tiro a que puede estar

sujeto el tubing;

3. el tipo de formación: porosa o fracturada, y los valores relativos de la presión de

formación y la presión de fractura.

3.1.2. Situación del pozo

En el programa de trabajo, además de la información sobre las condiciones físicas del

pozo, deberá ser indicado también la razón (causa) por la cual se interviene:

- por causa del pozo; reemplazo del tubing, del packer, etc...

- por causa de la formación; cambio de nivel, nivel aislado, etc.

Alguna situación de presión anormal y de peligro que se podría encontrar

especialmente durante la primera fase de la operación debería se registrado. Ello podría

ser:

- presión atrapada

- presión en el anular

34


- presencia de sulfuro de hidrogeno

Estas situaciones están descritas en el capitulo " Complicaciones Operativas"

3.1.3. Operaciones y controles preliminares

Antes de iniciar las operaciones de workover sera necesario verificar la condición actual

del pozo. Estas verificaciones pueden ser realizadas antes de trasladar el equipo de

workover y comprende:

a. calibración, realizada con wireline,

para verificar:

- la profundidad actual del pozo

- la presencia de algún taponamiento

en los perforados

- el libre pasaje al interior del tubing

En adición, el registro de un perfil

estático de presión, nos permitirá

conocer la presión actual de fondo y

el tipo de fluido dentro del tubing;

b. a través del acceso a las válvulas

sobre los spools, verificará alguna

posible presencia de presión anormal

35


en los varios anillos del pozo.

3.2. PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO

3.2.1. Procedimiento de operación

Para preparar el pozo para workover con la plataforma, la siguientes recomendaciones

deberan ser seguidos:

1. Colocar en seguridad a todo el pozo en la plataforma cerrando la válvula de seguridad

del fondo, el actuador del Xmas tree y desfogando el sistema de control

2. Matar el pozo que es objeto de la operación de workover

3. Cerrar la válvula de seguridad y instalar la BPV (back pressure valve) en el tubing

hanger

4. Remover el Xmas tree y instalar y probar el BOP

5. Recuperar la BPV y instalar la sarta de maniobra (running/pulling string) sobre el tubing

hanger

6. Abrir la válvula de seguridad, abrir la válvula de circulación y circular para acondicionar

el pozo y recuperar algún influjo de fondo. Si no hay válvula de circulación, será

necesario perforar el tubing con el tubing puncher (escopeta).

7. Desanclar el(los) packer(s) y recuperar la completación.

A veces no es simple recuperar el packer, porque no puede ser desanclado o porque

se trata de una completación compleja con mas de un packer, por lo que se recurre al

36


corte de la sarta.

Matar el pozo se entiende como la operación en la cual se reemplaza el fluido de

formación presente en el tubing con el fluido de completación/workover (o killing fluid) a

una densidad tal que contrabalancee la presión de la formación, para que al final de la

operación la presión en cabeza llegue a cero.

Para matar el pozo normalmente se utiliza un fluido con las mismas características que

las del fluido de completación precedido de un colchón viscoso para limitar la

contaminación con el fluido del pozo.

37


Para matar el pozo existen básicamente tres procedimientos:

• Circulación

• Bullheading

• Lubricar y desfogar

Los métodos para matar el pozo son aquellos aplicados en las actividades de control de

pozos durante la perforación.

3.2.2. Circulación

La circulación (con el Bullheading) es

el método mas comúnmente usado

para matar pozos; ello viene después

de algún otro método aplicado, porque

el pozo puede declararse bajo control

solo después de terminar una

circulación de acondicionamiento.

El killing fluid es bombeado a la

densidad requerida en circulación

reversa(casing-tubing) hasta un

acondicionamiento completo(densidad

de ingreso del fluido es igual al de

38


salida y la presión de cabeza es igual

a cero).

Una vez que el pozo ha sido

acondicionado en circulación inversa,

antes de proceder con la siguiente

operación es necesario realizar una

circulación directa (tubing-casing) y

39


luego hacer un flow check.

2.6 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Y OPERACIONES DE CONTROL DE

POZOS

2.6.1 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE

Una vez que se detecta una arremetida, el pozo debe ser inmediatamente cerrado de la manera

más rápida y metódica para evitar la entrada adicional de los fluidos del yacimiento (M.I. Drilling,

1998).

Existen dos tipos de cierre (Santa Fe Drilling Company, 1979):

• Cierre Brusco: Es efectuado principalmente en operaciones de rehabilitación y

reparación de pozos, durante este procedimiento el preventor anular es cerrado inmediatamente

después de parar las bombas.

• Cierre Suave: Es utilizado en operaciones de perforación, en este tipo de cierre primero

se abre la línea de estrangulamiento, luego se cierra el preventor anular y por último es cerrado el

estrangulador.

Los procedimientos de cierre que se presentan a continuación se basan en el tipo de cierre

suave y dependen de la operación que se esté llevando a cabo en el momento de ocurrir la arremetida.

2.6.1.1 Procedimiento de Cierre durante la Perforación. (M.I. Drilling, 1998).

1. Levantar el cuadrante hasta que la conexión de la tubería de perforación quede

40


5 Pies sobre la mesa rotatoria.

2. Apagar las bombas y verificar si el pozo fluye.

3. Abrir la válvula hidráulica.

4. Cerrar el preventor designado. Éste puede ser el preventor anular o el ariete de tubería

más alto con el tamaño de bloque de ariete apropiado para la tubería de perforación dentro del

conjunto de preventores.

5. Cerrar el estrangulador.

6. Registrar el volumen de ganancia en los tanques de lodo y las presiones de cierre en la

tubería de revestimiento y la tubería de perforación.

7. Iniciar los cálculos y distribuir el personal para comenzar las acciones de control del

pozo.

2.6.1.2 Procedimiento de Cierre durante un Viaje (M.I. Drilling, 1998)

1. Dejar la tubería sobre las cuñas de tal manera que la conexión de la tubería de

perforación quede 5 Pies sobre la mesa rotatoria para que se pueda colocar la válvula de

seguridad.

2. Colocar la válvula de seguridad abierta y la “Inside BOP” en la tubería y cerrar la

válvula de seguridad. Una vez colocada la segunda abrir la válvula de seguridad

3. Abrir la válvula hidráulica HCR.

4. Cerrar el preventor anular.

5. Cerrar el estrangulador.

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6. Registrar la presión de cierre de la tubería de perforación y del revestimiento, así como

el volumen de ganancia en los tanques de lodo

7. Comenzar a bajar la tubería al fondo, utilizando la técnica de envoque o arrastre según

sea el caso.

2.6.1.3 Procedimiento de Cierre para el Sistema de Desviación (Alemán et al., 1995)

1. Levantar el cuadrante hasta que la conexión de la tubería de perforación quede

5 Pies sobre la mesa rotatoria.

2. Parar las bombas de lodo.

3. Abrir las válvulas de las líneas de desahogo.

4. Cerrar el preventor anular desviador.

5. Circular con agua.

2.6.2 OPERACIONES DE CONTROL DE POZOS CUANDO SUCEDEN

ARREMETIDAS

Después de haber cerrado el pozo, se deben tomar medidas inmediatas para circular la

arremetida fuera del pozo y aumentar la densidad del fluido de perforación para proporcionar una

presión hidrostática suficiente para controlar la presión de yacimiento (M.I. Drilling, 1998).

Durante las operaciones de control de pozos se deben considerar ciertas prioridades, en el

siguiente orden:

1. El personal que labora en el taladro.

2. El ambiente.

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3. Los equipos usados en la perforación del pozo.

4. Las condiciones del hoyo.

Existen diversos métodos para sacar la arremetida fuera del pozo y aumentar la densidad del

fluido de perforación. En todos los casos el propósito es mantener la presión del fondo del pozo

constante a un nivel igual o ligeramente superior a la presión de yacimiento (Baroid, 1989). El control

de la presión del fondo se realiza usando la presión hidrostática y la contrapresión ejercida por el

estrangulador ajustable. La contrapresión ejercida por éste, unida a la presión hidrostática en el

espacio anular, impedirá que una cantidad adicional de fluido de la formación entre en el espacio

anular (M. I. Drilling, 1998). Así mismo mediante el uso del estrangulador, se puede maniobrar la

presión de la tubería de perforación, la cual es un indicador directo de la presión del fondo del hoyo

(Baroid, 1989).

En las operaciones de control de pozos se utiliza una velocidad de bombeo constante que se

denomina Tasa Reducida de Bombeo, la cual está comprendida entre 1/3 y 1/2 de la velocidad de

circulación normal. Esta medida es tomada debido a varias razones, tales como (M.I. Drilling, 1998;

Santa Fe, 1979):

• Permite tomar más tiempo para analizar los cambios y reconocer problemas

relacionados con los equipos.

• Disminuye la probabilidad de fallas en los equipos.

• Facilita el incremento de la densidad y las propiedades correctas del lodo de control

mientras se circula la arremetida.

A continuación se presentan algunos de los métodos más usados para controlar un pozo, luego

de haberse producido una arremetida.

2.6.2.1 Método del Perforador

43


Es uno de los métodos más sencillos para el control de pozos; en éste se requieren

aproximadamente dos circulaciones de lodo para controlar el pozo (M.I. Drilling, 1998).

Durante la primera circulación, la arremetida se circula por el espacio anular hacia la

superficie, utilizando el mismo lodo de perforación (lodo original) que se estaba usando cuando

ocurrió la arremetida. La segunda circulación consiste en hacer circular lodo densificado para

desplazar el lodo original y así controlar la presión de yacimiento (Alemán et al., 1995).

2.6.2.2 Método del Ingeniero

En el Método del Ingeniero o Método de Esperar y Pesar una vez que el pozo está cerrado, la

cuadrilla del equipo de perforación “espera” mientras que el fluido de perforación se “densifica” en

los tanques hasta obtener la densidad del lodo de control (M. I. Drilling, 1998).

A diferencia del método del perforador que utiliza dos circulaciones, este método realiza una

única circulación para introducir el lodo de control y eliminar el influjo de gas, petróleo o agua salada

(Alemán et al., 1995).

Usando este método, el lodo de control se bombea inmediatamente a través de la tubería de

perforación. Esto aumenta la presión hidrostática ejercida por el lodo en la tubería, de tal manera que

la presión de la tubería de perforación disminuirá a medida que el lodo de control se va acercando a la

mecha. Una vez que el lodo de control llega a la mecha, el pozo estará controlado por el lado de la

tubería de perforación (Baroid, 1989). Seguidamente, la presión de la tubería de perforación y la

velocidad de bombeo se deben mantener constantes mientras se desplaza el lodo de control por el

anular para controlar el pozo (Schlumberger, 1999).

Para llevar un control de los procedimientos y presiones que se necesitan para controlar el

pozo, se debe construir un gráfico de programación de las presiones. El eje vertical es para la presión

de bombeo o presión de la tubería de perforación, y el eje horizontal para las emboladas de la bomba.

Se grafica la presión inicial de circulación “PIC” a cero emboladas y la presión final de circulación

“PFC” a las emboladas requeridas para llenar la tubería de perforación, desde la superficie hasta la

mecha, con el lodo de control. Se conectan los dos puntos con una línea recta, la cual indica la presión

que se debe mantener en la tubería de perforación en cualquier momento mientras el lodo de control

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se está bombeando hacia abajo por la tubería de perforación. La presión se registra para un intervalo

constante de emboladas; por ejemplo, 100, 150, 200 (Baroid, 1989).

2.6.2.3 Método Concurrente

Este método es conocido también como Método de Circular y Pesar, es usado cuando se desea

comenzar la circulación rápidamente con un aumento inmediato en la densidad del lodo (Baroid,

1989), la cual se incrementará gradualmente hasta la densidad del lodo pesado para controlar el pozo.

El pozo estará cerrado solamente por el tiempo necesario para obtener la información pertinente a la

arremetida (M.I. Drilling, 1998).

El Método Concurrente es básicamente una variación del Método del Ingeniero, en el primero

la densidad del lodo se aumenta en etapas hasta conseguir la densidad necesaria para controlar el

pozo. El número de circulaciones necesarias para alcanzar la densidad del lodo de control dependerá

del incremento de densidad seleccionado (Alemán et al, 1995).

Se debe desarrollar un programa de presiones similar al del Método del Ingeniero; la

diferencia entre los programas es que para este método se traza la presión de bombeo o de la tubería

de perforación en relación con la densidad del lodo. El eje vertical se usa para la presión y el

horizontal para la densidad del lodo. Se requieren tres cálculos para completar el programa: la

densidad del lodo de control, PIC y PFC. Las ecuaciones para determinar estos valores son las

mismas que para el Método del Ingeniero y el Método del Perforador (M.I. Drilling, 1998).

2.6.2.4 Método Volumétrico

Es ideal para ser usado cuando se presentan arremetidas de gas, durante el mismo se drena

lodo para facilitar la salida de la arremetida, sin eliminar la presión de contrapeso en el fondo, es

aplicable cuando se tiene:

1. Bombas fuera de servicio.

2. Tubería lejos del fondo, atascada o fuera del hoyo.

3. Mechas taponadas.

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4. Pescado en el fondo del hoyo.

Puede efectuarse de dos maneras. Una estática, durante la cual se deja elevar la presión en el

estrangulador y se drena su equivalente en lodo y así sucesivamente hasta que la arremetida salga. Y

otra dinámica donde se controla la presión en superficie con el estrangulador mientras se circula por

el carrete de perforación hasta sacar la arremetida.

2.6.2.5 Método de la Baja Presión en el Estrangulador

Cuando no se puede cerrar el pozo, porque se alcanza casi la presión de estallido de la tubería

en superficie o la presión de fractura del punto más débil, se reemplaza la presión máxima en el

estrangulador por peso de lodo, que equivalga a la profundidad del punto más débil y se circula.

Después, se para la circulación y se observa si la presión en el estrangulador se mantiene baja, en caso

contrario, se sigue reemplazando presión con lodo cada vez más pesado (se aconsejan incrementos de

0.3 Lbs/Gal cada vez), la formación seguirá aportando fluidos hasta que se llegue a circular el peso de

lodo que controle la arremetida; este método toma bastante tiempo para controlar el pozo.

2.6.2.6 Método de Inyección o Forzamiento “Bullhead”

Es un plan de emergencia empleado cuando:

• Se presentan arremetidas muy grandes.

• A condiciones de superficie el arremetida gaseoso es demasiado grande.

• Se sospecha de arremetidas con altos niveles de H2S.

• La tubería esta fuera del pozo o lejos del fondo.

Este Método es usado para reducir la presión en superficie antes de aplicar otro método de

control; sirve para rebombear la arremetida hacia la formación sin superar la presión de fractura de la

misma y de estallido de la tubería, mientras se calcula el peso para controlar el pozo.

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2.6.3 TÉCNICAS ESPECIALES PARA CONTROLAR LOS REVENTONES QUE NO

SON OCASIONADOS POR GAS SUPERFICIAL

2.6.3.1 POZOS DE ALIVIO (Adams, 1982)

El objetivo de los pozos de alivio es controlar un reventón bajo la superficie mediante el

bombeo de fluidos en el pozo fuera de control. El pozo de alivio es requerido cuando no se puede

controlar el pozo con el reventón desde la superficie; así mismo, cuando se tiene un posible reventón

en el subsuelo.

2.6.3.1.1 Tipos de Pozos de Alivio

Los pozos de alivio pueden ser “tipo tangencial o intersección directa” y “tipo S”. La

selección del tipo de pozo de alivio depende de la formación, la dificultad en el control de la

dirección, el procedimiento a usar para controlar el pozo y el sitio donde se desea la intersección. En

la mayoría de los reventones la intersección es directa o tangencial debido a la dificultad de

verticalizar el pozo de alivio en el subsuelo, como sucede c

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uando se usa el tipo S.

Figura 9. Tipos de Pozos de Alivio

2.6.3.1.2 Punto de Intersección

Existen dos posibilidades básicas para la intersección del pozo fuera de control: una es en el

fondo y la otra en algún lugar más arriba del fondo. La intersección en el fondo es la más adecuada,

porque al ser mayor la longitud de la columna de fluido, la presión hidrostática es más alta, además

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ésta permite que los fluidos pueden inyectarse cerca o en el intervalo productor. Así mismo, tanto la

presión como el volumen de inyección en la superficie son mayores, ya que el gradiente de fractura

también es alto.

Algunas veces es preferible realizar la intersección en un sitio más arriba del fondo, con lo

cual se obtiene mayor control en la perforación dirigida. Aun cuando el método de intersección arriba

del fondo del pozo tiene la ventaja de facilitar el control de la dirección de la perforación, también

tiene la desventaja de que utiliza gran cantidad de fluidos para reducir gradualmente el volumen del

reventón y finalmente balancear la presión de la formación.

Figura 10. Intersección arriba del fondo del pozo.

2.6.3.1.3 Ubicación del Pozo de Alivio en Superficie

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El pozo de alivio se debe localizar en un lugar seguro en la superficie, particularmente cuando

la formación contiene sustancias tóxicas como sulfuro de hidrógeno. El reventón ocasiona peligro en

ciertos sectores de la superficie, los cuales pueden variar en función de factores tal como el cambio en

la dirección del viento. Los meteorólogos deben realizar estudios para obtener pronósticos del área en

cuestión, ya que la dirección del viento puede cambiar en función del tiempo; y de esta manera

construir la conocida Rosa de los Vientos

Una vez obtenida toda la información anterior, el pozo de alivio debe localizarse en forma que

esté contra el viento con respecto al reventón.

Otros factores que afectan la localización del pozo de alivio son: la distancia entre el pozo de

alivio y el reventón, la profundidad de la intersección, el tipo de programa direccional, la proximidad

a otros pozos, etc.

2.6.3.1.4 Máxima Presión en la Superficie

Uno de los factores más importantes en el diseño de la máxima presión en la superficie, lo

constituye la presión causada por la inyección de los fluidos para controlar la formación donde se

presentan el reventón. La máxima presión en la superficie puede calcularse mediante la siguiente

ecuación:

Pms = PF - Ph + Pfric

Pms = Presión máxima en la superficie (Lppc).

PF = Presión de fractura de la formación (Lppc).

Phc = Presión hidrostática del fluido de control (Lppc).

Pfric = Presión producida por la fricción (Lppc)

2.6.3.1.5 Procedimientos de Control

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Una vez que el pozo de alivio es perforado hasta la distancia determinada, se inicia el plan de

control, el cual debe ser diseñado antes de comenzar la perforación del pozo de alivio. Existen cuatro

procedimientos básicos para controlar el pozo con el reventón, estos son (Goins & Flak, 1984):

• Control Dinámico.

• Control por Sobrebalance.

• Control por Inundación con Agua.

• Control por Alta Tasa de Producción.

2.6.3.2 PROCEDIMIENTO “CAPPING” O CONTROL DE SUPERFICIE

Las operaciones “capping” se inician luego que el equipo dañado ha sido retirado de los

alrededores del pozo y el flujo del reventón es completamente vertical, en la mayoría de las ocasiones

el ensamblaje preventor se instala en el pozo después que el fuego es extinguido (Brittenham et al.,

2003).

En la figura 12 se presentan dos tipos de ensamblajes preventores usados en estas

operaciones, la figura (a) es un equipo “capping” convencional y la figura (b) es un carrete de control.

Ambos poseen una brida en la base, la cual es asegurada al cabezal del pozo. Estos ensamblajes son

colocados sobre el pozo mientras que éste está fluyendo y luego son bajados hasta que las bridas

puedan ser unidas. Una vez que el sello ha sido efectivo, las líneas de desahogo son activadas y el

ariete ciego es cerrado.

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Informe de Fundamentos y Métodos de Well Control

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