Manual Wellcap Iadc PDF

Prevencinde Arremetida

y Controlde Pozos

(Supervisorio)(CI-PACP-S-S)

(WellCAP

IADC)

Jairo C. MoleroDrilling

Consulting C.A

Describir y analizar las distintas Presiones que intervienen en la perforacin de un pozo, ascomo las Causas e Indicaciones de una arremetida o amago (kick), describiendo los diferentes Equipos de Seguridad, los Procedimientos de Cierre del Pozo y seleccionando el Mtodo de Control con la tubera en el fondo y fuera del fondo del pozo ms apropiado, todo esto durante la perforacin, completacin y reacondicionamiento del pozo, a fin de cumplir los requisitos exigidos por la IADC para su Certificacin Internacional (WellCAP IADC)

OBJETIVO GENERAL

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CONTENIDO GENERAL

Mdulo I Principios Fundamentales

Mdulo II Prevencin de Arremetidas Amagos (Kick)

Mdulo III Equipos de Seguridad (BOPs)

Mdulo IV Procedimientos de Cierre

Mdulo V Mtodos de Control

Mdulo VI Completacin y Reacondicionamiento

de Pozos

Mdulo VII Problemas Especiales

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p res io n es d e lo d o y fo rm ac i n

b a job a la n c ep o r o

fr a c tu r a

S obreba lance

Mdulo I

PrincipiosFundamentales

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OBJETIVO ESPECFICO

Durante este Mdulo I, se describe y analizan las distintas Presiones que intervienen en la perforacin de un pozo, igualmente tpicos de inters sobre los Fluidos de Perforacin, as como la Relacin que debe existir entre las presiones, a fin de que durante la construccin o mantenimiento del pozo durante los viajescon tubera no se presenten contingencias de Arremetidas Amagos que pongan en riesgos al personal, el medio ambiente y los equipos en funcionamiento

CONTENIDO


Litologa de la formacin Origen de un yacimiento petrolfero

o Procesos involucrados Relacin entre la presin, fuerza y rea Presin de Sobrecarga (overburden pressure) Presin de la formacin o yacimiento y sus Tcnicas para la

deteccin Presin Hidrosttica. Fluidos de Perforacin

o Introduccin a los Fluidos de Perforacino Funciones del Fluido de Perforacin Anlisiso Propiedades de los Fluidos de Perforacin o Principio del Tubo en Uo Gradiente de presin y Gravedad especfica

Presin de fracturao Prueba de integridad de presin (Leak off test)o Procedimiento general de la prueba. Clculoso Mxima presin permitida en superficie (MASP)o Interpretacin de grficos de la Prueba de

Integridad (LOT)

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Pags

I-1I-4-

I-12I-13I-15

-I-38

-----

I-59-----

CONTENIDO

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Pags

I-76I-82I-83

-I-87

---

I-89-

I-90I-96


Tolerancia de las arremetidas o amagos - Anlisis Relacin entre las presiones Presiones del sistema de circulacin o de bombeo

o Densidad equivalente de circulacin (ECD) Presiones adicionales

o Surgencia (Surgence)o Suabeo (Swabbing)o Anlisis grfico de las presiones adicionales

Definicin del Margen de viaje (rangos utilizados). Surgenciade la bomba

Definicin de Arremetida y de Reventn Comportamiento de una arremetida (kick) o amago de gas

Lutitas, arcillas y limolitas

Areniscas

Carbonatos, yeso y dolomitas

Domo de sal

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Litologa de la formacin Parte de la Geologa que estudia las diferentes formaciones que se encuentran en la litosfera o envoltura rocosa que constituye la corteza del globo terrestre:

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IADC I-1

Edades y Formaciones de una rea

FM.TIPO D

FM.TIPO E

EOCENOMEDIO

Lutitas dePauj

Arena BasalA-9/A-10

Lutitas Fosilferasgrises a negruzcas

Areniscas con intercalaciones lutticas

Arenas( B0-B1-B2 Y

B3)

Areniscas cuarzosasde color gris claro

intercaladascon lutitas negras y

limolitas grises

FMTIPO B

MIOCENO

FMTIPO C

FMTIPO A

EDAD FORMACION MIEMBRO LITOLOGIA DESCRIPCION

PLEISTOCENO Arenas y gravas macizas

Lutitas de color gris claro, areniscas de color variable

Lutitas de color verdosoconglomerados macizos

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I-2

Teora Orgnica Descomposicin y transformacin de restosde animal y vegetal, depositados y enterradosdurante tiempos geolgicos milenarios

Estos bajo la accin de un proceso de sedimentacin y compactacin de los estratos, sometidos a presin y temperatura en el subsuelo a determinadas profundidades

Fuentes como estas contribuyen a la generacin del gas natural y/o petrleo

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I-3

Origen de un yacimiento petrolfero Los yacimientos petrolferos se consideran tienen origen orgnico. Se requieren de tres condiciones bsicas para su formacin

Un medio rico en contenido orgnico (pantanos, delta de los ros, planicies inundadas)

Proceso de sedimentacin rpido a fin de evitar la descomposicin total de la vida (antes de ser enterrados los elementos orgnicos)

Trampa de hidrocarburos estructural (ej; fallas, domo de sal) o estratigrfica (ej: lentes de arena, arrecifes, canales de ros y lechos de arena)

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I-4

Procesos

Procesos

Deposicin

Deposicin

Compactacin

Compactacin

Equilibrio Hidrosttico

Equilibrio Hidrosttico

Procesos involucrados

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I-5

Muchos de estos procesos geolgicos ya mencionados, son responsables de las presiones a la cual estn sometidos los fluidos en el subsuelo, los mismos se definen de la siguiente manera:

Deposicin: Material detrtico llevado por los ros hacia el mar, el cual sale de la suspensin y se deposita

Sedimentos no consolidados, ni compactados, teniendo as un relativa alta porosidad (espacio donde el lquido puede alojarse) y permeabilidad (interconexin de los espacios porosos de una roca o sea porosidad efectiva)

A travs del espacio entre los granos, el agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene comunicada, generando una presin de formacin o yacimiento igual a la columna hidrosttica del agua

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I-6

Compactacin: Una deposicin sucesiva y continua de los sedimentos, hace que exista una aumento en la profundidad de asentamiento

Los granos de las rocas previamente depositados van a estar sujetos a travs de los puntos de contacto grano a grano de una mayor carga.

Esto causa un reacondicionamiento de los mismos en un espacio ms estrecho, resultando en un sedimento mas compacto y de menor porosidad

Equilibrio Hidrosttico: El proceso de compactacin en forma continua, hace que el agua se expele de su espacio poroso, el equilibrio hidrosttico se mantendr siempre que exista una trayectoria de flujo relativamente permeable hacia la superficie, el gradiente de flujo que se requiere para poder expeler el agua de compactacin sermuy pequeo hacia arriba

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I-7

Origen de las Presiones Anormales Compactacin:Migracin de los fluidos a zonas de menor esfuerzos, interrupcin del proceso (capa impermeable) fluidos entrampados los cuales originan presiones anormales

Diagnesis: Alteracin qumica de la roca debido a procesos geolgicos (arcilla bentontica a arcilla iltica debido a su deshidratacin)

Levantamiento Tectnico: Asociados a procesos geolgicos, disminucin del relieve por plegamiento, deformacin plstica, fallamiento, erosin, etc.

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I-8

Densidad diferencial: Fluidos contenidos en los poros con densidad menor que la menor densidad de los fluidos del rea

Migracin de Fluidos: Flujo hacia arriba a una formacin somera de los fluidos de un yacimiento ms profundo, esto puede ser natural o inducida por fugas en el Rev. de Produccin, tcnicas incorrectas de cementacin o completacin, proceso de inyeccin, abandono incorrecto de pozos

Fallas Redistribucin de Sedimentos y Yuxtaposicin de zonas permeables a zonas impermeables, inhibicin de flujo de fluidos a regiones de equilibrio hidrosttico

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I-9

Osmosis: Flujo espontneo de una formacin ms concentrada (recargada) a otra separada por una membrana

En conclusin: La deteccin de las presiones anormales puede considerarse esencial en la perforacin de pozos profundos, dentro de sus ventajas principales podemos mencionar:

Mejores ROP (uso de densidades de menor valor)Mejor seleccin de los puntos de asentamientoMnimos problemas de prdidas o de arremetidas Reduccin de tiempos de perforacin y costos operacionales involucrados

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I-10

LechoMarino o de ro

Formacinpermeable

PresinNormal

Presinanormalmentepresurizada

Estratos Geolgicos

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I-11

Relacin entre la Presin, Fuerza y rea

Presin: Concepto relacionado como la fuerza ejercida por el peso de un objeto, dividido sobre un rea especifica donde est actuando. Esto puede ser representado en un cilindro hidrulico

100 lbs

rea: 10 pulg2

10 psi

Presin = Fuerza rea

Cilindro Hidrulico

lbs/pulg

= lpc

= psi2

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I-12

Presin de Sobrecarga Presin generada por el peso de los sedimentos o materiales existentes en la formacin y los fluidos contenidos en ellas entre un rea especfica

Psc

= 0,433 [(1

) GE. s +

x GE. f)]

x

PVV

Psc

= Grad. sc

x

PVV = psi

Psc

= Presin de Sobrecarga (psi)Grad. sc

= Gradiente de sobre carga (psi/pie)

= Porosidad (adim.)GE. s = Gravedad Especfica de los slidos (adim.)GE. f = Gravedad Especfica de los fluidos (adim.)PVV = Profundidad Vertical Verdadera (pies)

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I-13

Presin de Sobrecarga Durante el proceso de perforacin, el peso del material (sedimentos y fluidos) es de mucho inters, debido a la posibilidad de levantar la Sobrecarga a nivel de la zapata del revestidor (ej: superficial), cuando se utilizan densidades del fluido muy pesados, los cuales pueden crear problemas de prdida de circulacin

Esta presin igualmente sirve para poder estimar la Presin del Yacimiento y la Presin de Fractura, esto a travs de la distintas Tcnicas para su deteccin

En conclusin: La Presin de Sobrecarga es de suma importancia para establecer parmetros en una ptima relacin entres las presiones que intervienen en la perforacin de un pozo

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I-14

Presin de la Formacin Presin de los Fluidos contenidos en los espacios porosos de un roca. Denominada tambin como presin de poros, de yacimiento o de la roca

Segn el concepto de Gradiente (relacin de la presin por cada pie de profundidad), existen tres tipos de Gradientes de Presin de Formacin:

Subnormal: < 0,433 psi / pie Normal: 0,433 y 0,465 psi / pie Anormal: > 0,465 psi / pie

Pform

= Grad. form. x PVV = psi

Grad. Form. = Gradiente de la formacin (psi

/ pie)

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I-15

Rango de Gradientes de Formacin

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I-16

Gradientes de Presin de Formacin

REASREAS

GRADIENTE DE PRESIN

(psi/pie)

GRADIENTE DE PRESIN

(psi/pie)

DENSIDAD EQUIVALENTE

DE AGUA (grs/cc)

DENSIDAD EQUIVALENTE

DE AGUA (grs/cc)

OESTE DE TEXAS

GOLFO DE MXICO

MAR DEL NORTE

MALASIA

DELTA DE MACKENZIE

OESTE DE FRICA

BASAMENTO ANADARKO

MONTAAS ROCKY

CALIFORNIA

0,465

0,433

0,452

0,442

0,442

0,442

0,433

0,436

0,439

1,074

1,000

1,044

1,021

1,021

1,021

1,000

1,007

0,014

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I-17

Tcnicas de Deteccin Durante la etapa de la planificacin del pozo, la Presin de la Formacin o del Yacimiento o de Poro, se predice en base a los datos de poros de referencia (esto en caso de estar disponible) y del anlisis de los datos ssmicos.

Por lo general, la Presin de la Formacin se planifica como Normal, hasta que se llegue a una profundidad donde los cambios en los parmetros de perforacinindican un cambio a anormal (de existir). Esta ltimas, se penetran ms frecuentemente e implican el mayor riesgo en la perforacin de cualquier rea

A medida que aumenta la Presin de la Formacin se debe aumentar la densidad del fluido de perforacin, esto a fin de mantener un ligero sobrebalance sobre ella (margen de seguridad o margen de viaje)

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I-18

El intervalo en el pozo en la que la presin de poro aumenta de su punto Normal se conoce como Zona de Transicin. Usualmente, esta pendiente aumentar a una mxima presin de poro, causada por el proceso deposicional de enterramiento y compactacin

Para las lutitas, la zona de transicin representa la barrera de permeabilidad que restringe el flujo de fluidos existentes en los poros hasta el ambiente marino. El espesor de esta zona, depende de las permeabilidades dentro y adyacentes a la formacin sobrepresionada en la edad de sobrepresin

Las Tcnicas y Mtodos mejoran constantemente en cuanto a su precisin, permitiendo un mejor control del pozo, es por ello que se deben realizar todos los esfuerzos para detectar la presencia de zonas de transicin y por ende zonas anormalesdurante la planificacin y perforacin del pozo

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I-19

Mtodos de Deteccin Existen varios Mtodos para determinar Zonas de Presiones Anormales, a continuacin se mencionan algunos de ellos:

Antes de la PerforacinMtodos Ssmicos, Porosidad de las lutitas

Durante la Perforacin Incremento de: ROP, cloruros, temperatura de retorno y disminucin de: densidad de las lutitas, Exp dc, densidad del lodo por corte por gas

Despus de la PerforacinMtodos Snicos, Resistividad y Conductividad

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I-20

Antes de la Perforacin:Mtodo Ssmico Este mtodo representa el de mayor utilizacin en la perforacin exploratoria. El mismo, permite la planificacin y ejecucin inicial de un programa de perforacin. En la medida que la perforacin avance, debe irse ajustando el programa inicial con la informacin obtenida del pozo

Las caractersticas acsticas de la seccin superior de la corteza terrestre puede medirse por varias razones: en estudios de terremotos y en prospeccin ssmica y registros elctricos (perfiles), acsticos (ssmicos)

Estos dos ltimos, investigan de manera similar los rangos de velocidad, pero utilizan frecuencias y longitudes de onda totalmente diferentes

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I-21

Antes de la PerforacinMtodo Ssmico:

Material de la matriz

Tiempo de trnsito(

seg/pie)

Dolomita 44Calcita 46Caliza 48

Anhidrita 50Yeso 53

Cuarzo 56Lutita 62

167Sal 67

Arenisca 53 -

59

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I-22

Antes de la PerforacinMtodo Ssmico El comportamiento del tiempo de trnsito en el intervalo (TTI) con la profundidad es a disminuir en zonas de compactacin normal

En una zona subcompactada, el tiempo de trnsito (TTI) se desviar de la tendencia normal, incrementando con la profundidad, lo cual es indicativo de un posible tope de la zona de presiones anormales

Este valor debe ser interpretado a travs de las correlaciones, a fin de determinar la Presin de la Formacin o del Yacimiento y para definir igualmente las densidades del fluido de perforacin en los diferentes intervalos del pozo

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I-23

Mtodo Ssmico (TTI vs. Prof.)

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Ejercicio real

I-24

Durante la Perforacin Exponente d Una de las tcnicas que utiliza la mayora de las variables de perforacin y que ha resultado ser muy efectiva y actualmente considerada como una de las mas utilizadas como Mtodo de campo, es el Exponente d

Esta tcnica, se formul en las lutitas de la Costa del Golfo de los Estados Unidos, dando resultados en cuanto a interpretacin en tiempo real bastante ptimo. El mismo es considerado un Mtodo emprico y fue publicado por Bingham en el ao de 1964, el cual se bas en datos de campo y de laboratorio

Posteriormente Jordan & Shirley, propusieron usar el Mtodo anterior a fin de normalizar la velocidad de penetracin por el efecto de variaciones del PSM, RPM y el dimetro de la mecha

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I-25

Durante la Perforacin Exponente d Este mtodo esta basado en la siguiente formulacin:

Exp

d

= log (ROP / (60 x RPM)) log

(12 x PSM / (10 x Dm))

donde:ROP: Velocidad de penetracin, pies/hora

RPM: Revoluciones por minuto, rev/min

PSM: Peso sobre la mecha, libras-fuerza

Dm: Dimetro de la mecha, pulgs

6

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I-26

Durante la Perforacin Exponente d Si el Exponente d es calculado en lutitas, es posible hacer un seguimiento a sus etapas de compactacin y detectar cualquier subcompactacin

Cualquier disminucin de la tendencia del Exponente d, cuando se perfora una secuencia arcillosa (tal como la luttica), es una funcin del grado de subcomptacin y tambin del valor de presin anormal asociado

Si durante la perforacin del pozo, se contempla un cambio de densidad del fluido, se ha necesario calcular un Exponente d corregido (Exp dc)

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I-27

Durante la Perforacin Exponente dc Este representar la diferencia hidrosttica del rea y la presin de la formacin. La misma fue desarrollada en 1971 por Rahm y McClendon los cuales sugirieron la siguiente correccin:

Exp

dc

= Exp d

x Dfn Dfe

donde:Exp

d: Exponente d

calculado por la frmula anteriorDfn: Densidad del fluido equivalente a una presin

normal, lbs/galDfe: Densidad del fluido equivalente en uso, lbs/gal

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I-28

Durante la Perforacin Exponente d Es importante acotar algunas observaciones en cuanto a la efectividad del uso del Exp d para consolidar la presencia de una zona de presiones anormales. Para ello, mencionaremos algunas razones que pudiesen incidir en la efectividad de los valores y su interpretacin del Exp d

o

Excesivo diferencial de densidad

del fluido de

perforacin, valores de 2 a 3 lbs/gal

incidir

directamente en los resultadoso

Que no exista un mantenimiento adecuado

al fluido de perforacino

Que no exista una hidrulica adecuada

que garantice efectividad en la limpieza del fondo del hoyo o

Una buena seccin de litologa homognea

es importante para la obtencin de buenos resultados, ej: luttas

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I-29

Mtodo Exp. dc

(Exp. dc

vs. Prof.)

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Ejercicio real

I-30

Despus de la PerforacinMtodo de Resistividad Una de las tcnicas ms comnmente usada y antigua para detectar zonas de presiones anormales despus de la perforacin, son los Registros Elctricos con Guaya y especialmente el de Resistividad de las Lutitas (Rsh)

Dado que la matriz de la rocas, tiene una conductividad muy baja, la resistividad registrada depende de: la porosidad, la naturaleza del fluido contenido en el espacio poroso y de su contenido de sales disueltas

En condiciones de compactacin normal, un incremento unitario en la resistividad de la lutita con la profundidad, corresponde a una reduccin unitaria de la porosidad bajo el efecto del peso de los sedimentos suprayacentes (para una resistividad del fluidos dada)

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I-31

Despus de la PerforacinMtodo de Resistividad De all que, la entrada a una zona subcompactada se detecta por una disminucin de la resistividad debido a un incremento relativo de la porosidad. Otros factores, adems de la porosidad tambin afectan la medicin de la resistencia de la formacin y puede enmarcar cambios debido a la compactacin, entre ellos estn:

Temperatura: incrementa con la profundidad, disminuyendo la resistividad para salinidad de agua dada Presencia de hidrocarburos: en los espacios porosos de la formacin incrementa significativamente la resistividad Litologa: una lutita ligeramente salada en comparacin con una lutita pura, pudiese causar error cuando se utiliza la Rsh para determinar la tendencia normal de compactacin Lavado del hoyo: un incremento en el dimetros del hoyo, puede tambin generar error en la medicin

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I-32

Despus de la PerforacinMtodo de Resistividad No todos los aparatos dan la misma resistividad para arcillas y lutitas, esto debido a la anisotropa de la matriz. Debido a la manera como funcionan los registros de induccin, ellos detectan primordialmente la resistividad horizontal y por eso brindan menores valores

La resistividad a ser usadas para la preparacin de grficos de compactacin, deben ser aquellos obtenidos usando tcnicas de investigacin completa. El aparato convencional ms adecuado para estos propsitos es la herramienta de induccin profunda

Los registros de conductividad, pueden utilizarse tambin para detectar anormalidades de compactacin, dado que proporcionan mayores detalles en zonas de bajas resistencias

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I-33

Mtodo de Resistividad (Rsh

vs. Prof.)

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Ejercicio real

I-34

Correlaciones existentes para la Deteccin Existen varios Correlaciones desarrolladas por investigadores que nos permite conocer el valor de la Presin o Gradiente de la Formacin, a continuacin se mencionan algunos de ellos:

Antes de la Perforacino

Correlacin de Pennebaker, la cual utiliza el Tiempo de Trnsito (tt)

Durante la Perforacino

Correlacin de Rehm

& Mc

Clendon, Zamora y Ben Eaton, los cuales utilizan el Exp

dc

Despus de la Perforacino

Correlacin de Eaton, Hottmann

& Johnson, Lane & Macpherson, Ben Eaton, los cuales utilizan la Resistividad (Rsh)

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I-35

Correlacin de Pennebaker

G

r

a

d

i

e

n

t

e

d

e

p

r

e

s

i

n

d

e

l

a

f

o

r

m

a

c

i

n

(

p

s

i

/

p

i

e

)

Relacin del Tiempo de Trnsito del Intervalo (to

/ tn)

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I-36

Correlacin de Ben Eaton A travs de la Correlacin de Eaton nos disponemos a

calcular el valor en prediccin de la Presin de la Formacin o Yacimiento su Gradiente (Gr. Form)

Esta Correlacin es de uso comn a nivel de la Industria Petrolera Mundial y nos sirve tanto para el uso del Exponente dc, como para el de Resistividad, las formulaciones son las siguientes:

Gr. form = Gr.sc

(Gr.sc

Gr.n)(Expdco/Exp dcn)

Gr. form

= Gr.sc

(Gr.sc

Gr.n) (Rsh(o) / Rsh(n))

Gr.sc

y Gr.n

= Gradientes de Sobrecarga y Normal (psi

/ pie)

1.2

1.2

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I-37

Presin Hidrosttica

Presin hidrosttica (Ph) Presin que existe en cualquier punto de un pozo generado por el peso de una columna esttica del fluido (lquido, gas o compleja) y la altura vertical de dicha columna

Dicha Presin no depende de la forma del hoyo, ni del volumen que el fluido ocupe, solo depende de la densidad y la altura de la columna vertical ocupada

Ph

= 0,052 x

Df

x

PVV = psi

Df

= Densidad o Peso del fluido, lbs

/ gal

(ppg)0,052 = Factor de ConversinDf

= Ph

/ (0.052 x PVV), en ppgGfluido

(psi/pie) = 0,052 x Df

(ppg) y Gfluido

= Ph

/ PVV

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I-38

Introduccin a los Fluidos de Perforacin La historia de los Fluidos de Perforacin puede ser separada en tres perodos distintos. El primero de ellos va desde la antigedad hasta 1901, fecha en la que se complet el primer pozo comercial importante con el mtodo rotatorio

El segundo fue hasta 1921, durante este perodo se utilizaba un fluido que era capaz de dejar producir las arenas perforadas, esto dado no se anotaban sus propiedades fsicas porque para la poca no existan herramientas que observarn el comportamiento de las mismas

Fue a partir de 1921, que se inicia el tercer perodo hasta nuestros das, ya que empiezan a controlarse las distintas propiedades del fluido, de all que varios investigadores realizan numerosos estudios para el control de las propiedades reolgicasen toda su definicin

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I-39

Definicin de Fluido Sustancia que se deforma continuamente cuando es sometida a un esfuerzo por muy pequeo que este sea

El Fluido de Perforacin es un lquido o gas que circula a travs de la sarta de perforacin hasta a la mecha o broca y regresa a la superficie por el espacio anular existente (ciclo)

Un Ciclo, es el tiempo que se requiere para que la bomba mueva el Fluido de Perforacin hacia abajo del hoyo y de regreso a la superficie, esto es conocido a nivel de campo como: darle una circulacin al Fluido completa en un Sistema de Circulacin principal

Hasta la fecha un pozo de gas o petrleo no puede ser perforado sin este concepto bsico de Fluido Circulante

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I-40

Considerado como el Control Primario, el Fluido de Perforacin es una parte clave del proceso de construccin de un pozo y el xito de un Programa de Perforacin depende de su seleccin y diseo

Igualmente, un Fluido de Perforacin para un rea particular debe ser diseado para cumplir con los requerimientos especficos de las distintas formaciones a atravesar, tal que no cause ej: obstruccin, en los espacios donde se aloja parte de los hidrocarburos a producir

En general, los Fluidos de Perforacin tendrn muchas propiedades que son benficas para la operacin, pero tambin algunas otras que no son deseables y que pueden finalmente crear problemas asociados a ellos

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I-41

Funciones del Fluido El Ingeniero de lodo es dentro del equipo de trabajo en un Taladro de Perforacin, uno de los ms importantes y de mayor responsabilidad

Dado que el fluido de perforacin es considerado la sangre del pozo, podemos establecerlo como el control primario de dichas operaciones y que la optimizacin de todas sus propiedades garantizarn el cumplimiento de todas sus funciones

Existen una serie de funciones de los Fluidos de Perforacin, las cuales benefician de una manera directa a la Optimizacin de los Parmetros Hidrulicos y Mecnicos, utilizados durante la perforacin de un pozo, a continuacin se mencionan y analizan algunas de ellas:


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IADC I-42

Funciones del Fluido Remover y transportar los cortes del hoyo Proveer presin hidrosttica control del pozo Transmitir potencia hidrulica a la mecha o broca Refrigerar y lubricar la sarta de perforacin en su conjunto Refrigerar y lubricar la broca o mechaMantener los slidos o cortes en suspensin Proveer de una torta o revoque a la pared del pozo. Proveer informacin sobre el pozo Prevenir la corrosin Proveer transmisin de datos de las herramientas de fondo Brindar seguridad al personal y medio ambiente


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IADC I-43

Funciones del Fluido

Anlisis general Remover y transportar los cortes del hoyo Dado que los cortes y derrumbes son mas pesado que el fluido, es necesario garantizar una buena velocidad anular que evite que estas partculas caigan al fondo del pozo, esta velocidad depende de la densidad y viscosidad del fluido, as como de un caudal ptimo

Proveer presin hidrosttica control del pozo Dado que el agua, petrleo y gas se encuentran en los yacimientos a presin de confinamiento, es necesario generar con el fluido una suficiente Phpara evitar la entrada de estos fluidos al pozo


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IADC I-44


Anlisis general Transmitir potencia hidrulica a la mecha o broca La fuerza hidrulica con que el fluido sale de los chorros o boquillas (jets) de la mecha o broca, hace que los cortes se remuevan eficientemente del fondo, si esto no se logra, la mecha o broca retriturar los mismos reduciendo la R.O.P

Refrigerar y lubricar la sarta de perforacin A medida que la sarta de perforacin rota en contra de las paredes del hoyo, se genera calor friccional, por lo tanto el fluido debe absorber este calor y conducirlo fuera del pozo. Igualmente ejercer un efecto lubricante al conjunto de la sarta


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IADC I-45


Anlisis general Refrigerar y lubricar la broca o mecha Igualmente, la accin de raspar de la mecha o broca en contra de las formaciones que atraviesa genera calor, para lo cual es necesario para evitar sobre calentamiento un proceso de refrigerar y de lubricar por parte del fluido de manera de incrementar la vida til de la misma

Mantener los slidos o cortes en suspensin Una vez que la circulacin del fluido es paralizada, los cortes caern al fondo del pozo a menos que el fluido tenga la capacidad de formar un estructura de tipo Gel que evite esta cada


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IADC I-46


Anlisis general Proveer de una torta o revoque a la pared del pozo Una torta o revoque del fluido frente a las paredes del hoyo, evita que parte del fluido pase a las formaciones daando zonas de produccin, asmismo, es necesario la estabilidad de dichas paredes que eviten la cada de las mismas al fondo del pozo con resultados muy severos al proceso

Proveer informacin sobre el pozo Los cortes de formacin que son transportados a travs del fluido a la superficie y separados por los equipos de control de slidos, nos indican en forma inmediata sobre el tipo de formacin perforada, esto ayuda en las medidas preventivas


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IADC I-47


Anlisis general Prevenir la corrosin El fluido dentro del pozo debe ser capaz de no crear corrosin que produzca deterioro continuo a la sarta con su exposicin

Un fluido ser ms corrosivo, conforme disminuye el Ph

Proveer transmisin de datos de las herramientas de fondo Se requiere que el fluido de perforacin, sea un buen conductor de la electricidad para la toma de registros, as como para la evaluacin de la trayectoria del hoyo en registros de direccin


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IADC I-48


Anlisis general Brindar seguridad al personal y medio ambiente El fluido debe ser lo suficientemente seguro que no produzca dao al personal que labora en el Taladro y por ende al medio donde se ejecuta el proceso de perforar y/o repara un pozo

Por supuesto, la recomendacin siempre recae sobre la obligatoriedad del uso de los equipos de proteccin personal para el personal que estar en contacto con el fluido durante las operaciones


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IADC I-49

Propiedades de los Fluidos

Cada una de las funciones mencionadas anteriormente, requieren la adecuacin y la vigilancia permanente de sus Propiedades, las cuales cumplen un propsito especifico durante la perforacin y/o reparacin de los pozos petroleros

A continuacin, se muestra una Tabla de Propiedades, as como los equipos necesarios para su determinacin, sus unidades, su uso y algunas observaciones importantes a fin de ser consideradas por el Ingeniero de Diseo y Planificacin

Estas Tablas, no pretenden ser una gua exacta de los tpicos que estn relacionados con el Fluido de Perforacin, solo servir de referencia conceptual


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IADC I-50

CURSOS HRS

Propiedad Prueba Unidades Uso Observaciones

Peso o densidad del lodo

Viscosidad el embudo

Viscosidad PV

plstica

Punto de cedencia YP

Geles

pH

Pf/Mf/Pm

Balanza de lodo despresurizado o

presurizado

Embudo Marsh

Remetro (VG meter) de

velocidad mltiple

pH metro o papel tornasol

Pruebas qumicas


velocidad mltiple


velocidad mltiple

Gravedad especfica o libras por galn

Segundos por cuarto

Centipoise

Libras por 100 pie2

Libras por 100 pie2

ninguna

ccs

Para suministrar presin hidrosttica en el fondo del hueco.

Indica las tendencias en las condiciones del lodo

Indica concentracin de slidos

Indica la capacidad de arrastre del lodo.

Indican las cualidades de suspensin del lodo cuando est estacionario y es

importante para la limpieza del hueco. Se mide normalmente despus de 10

segundos y 10 minutos.

Determinar si el lodo es cido o alcalino.

Determinar los diferentes niveles de alcanilidad del lodo.

Balanza presurizada, usada principalmente lodo espumoso o gas-

cortado.

En los lodos base aceite, el agua acta como un slido, as un lodo 50/50 tiene

mayor VP que un lodo 80/20.

Incrementada directamente por la adicin de viscosicifantes. El ingeniero de lodos

tiene control directo sobre el YP, pero indirecto sobre la PV

Los geles iniciales y finales deberan ser muy cercanos o iguales. Mostrando que el sistema no se ha espesado excesivamente. Altos niveles de geles requieren una alta presin de bombas para romper la circulacin.

Polmeros en lodos base agua requieren un pH alcalino pasa funcionar

apropiadamente.

Determina si la alcanilidad determinada por el pH es derivada de la fuente inica

correcta.

Tabla de Propiedades de los Fluidos


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IADC I-51

CURSOS HRSPropiedad Prueba Unidades Uso Observaciones

Prdida de fluido API

Prdida de fluido HPHT

Porcentaje de slidos y aceite

MBT

Cal

Cloro

Celda de prdida de fluido API

Celda HPHT

Retorta

Pruebas qumicas

ccs

Porcentaje de volumen (%)

Libras por barril

Libras por barril

Gramos por litro o parte por milln

(ppm)

Indica las caractersticas del filtrado del lodo.

Indica las caractersticas del filtrado del lodo.

Determinar las concentraciones de agua, aceite y slidos en el lodo

Determinar las concentraciones de bentonita o slidos equivalentes en lodos polimricos (en lodos base

agua)

Determinar el nivel de exceso de cal en lodos base aceite.

Determinar el nivel de cloruros en el lodo y de aqu su habilidad para

inhibir hinchamiento de la arcilla en la formacin.

El lodo es filtrado por 30 min. @ 100psi

Usado para dar advertencia de influjos de agua y tambin usado para

determinar prdidas de aceite en descarga de slidos.

Indica que tan bien el lodo est inhibiendo a la formacin de

dispersarse dentro del sistema.

La cal tiene dos usos en lodos base aceite: a) proveer un pH alcalino en la fase de agua, en caso de un influjo de

gas cido, y b) facilitar la accin de emulsificantes.

Puede ser usado para lodos base agua o aceite, expresada tambin

como salinidad.

Pruebas qumicas

Prueba de azul de metileno

ccsNormalmente se lleve a cabo a

500psi y 250 F o BHST. Usado en lodos base agua y aceite

Tabla de Propiedades de los Fluidos


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IADC I-52

Equipos de medicin de las Propiedades


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IADC I-53

Principio del Tubo en U

Si en un pozo, existe un fluido por dentro de la Tubera as como en el espacio Anular, la Presin Atmosfrica puede omitirse dado que son iguales en ambos lados

Un pozo puede ser comparado con un Tubo en U,donde la Presin Hidrosttica en cualquiera de los lados no depender del volumen de fluido (si ambos lados se encuentran totalmente llenos) y por supuesto estas seran iguales

Solo en caso de que otro fluido este incorporado en unos de los lados, existir entonces una sumatoria que intentarencontrar un punto de equilibrio y ser desalojado un volumen equivalente de fluido de la columna menos densa


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IADC I-54


Dfluido: 10 ppg

PVV: 11.000 pies

Ph

= 0,052 x 10 x 11.000 = 5.720 psi

Dfluido: 12 ppg

Tubera Anular Tubera Anular

PVV: 11.000 pies

Que pasar

con el fluido en el Anular?

Dfluido: 10 ppg

V A CIO


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IADC I-55

Dfluido: 12 ppg

Tubera Anular

PVV: 11.000 pies

V A CIO

Ph

tub.= 0,052 x 12 x 11.000 = Ph

t = 6.864 psi

Ph

anu. = 0,052 x 10 x 11.000 = Ph

a = 5.720 psi

h vaca interna = (6.864

5.720)/(0,052 x 12)

h vaca interna = 1.833 pies

Ph

tub. = 0,052 x 12 x (11.000

1.833)

Ph

tub. = 5.720 psi

Dfluido: 10 ppg

h vaca = ?



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IADC I-56


Pozo Cerrado


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IADC I-57

Gradiente de Presin Es la variacin de la presin por unidad de profundidad longitud vertical verdadera, la cual es expresada generalmente en psi/pie y su frmula es la siguiente:

Grad. Presin = Presin

/ PVV = psi

/ pie

Gravedad Especfica Es la relacin que existe entre la Densidad de un fluido y la Densidad del agua fresca o dulce, as mismo entre el Gradiente de fluido y el Gradiente del agua fresca o dulce

Grav. Especfica = Dens. Fluido / Dens. Agua fresca

Grav. Especfica = Grad. Fluido / Grav. Agua fresca


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IADC I-58

Presin de Fractura Presin que resiste la formacin a abrirse o fracturarse en un punto dado del hoyo, esto debido a las fuerzas existentes en una formacin

Este presin puede ser obtenida mediante una correlacin o mediante prueba de campo. Generalmente el punto del hoyo el cual debe evaluarse al momento de conocer la Presin de Fractura, es a nivel de la zapata del ltimo revestidor bajado

Pfract

= Grad. fract. x PVV = psi

donde: Grad. Fract. = Gradiente de Fractura, psi

/ pie


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IADC I-59

Presin de Fractura En la planificacin de la perforacin de un pozo profundo el cual penetrar formaciones con Presiones Anormales, el conocimiento anticipado de la Presin de Fractura de las formaciones perforadas, es tan importante como la determinacin de la manera en que vara la Presin del de la Formacin o Yacimiento con la profundidad

Las tcnicas para determinar las Presiones de Fractura, incluyen Mtodos Predictivos y de verificacin de los mismos

La planificacin inicial debe basarse en los valores de Presin de Fractura a travs de Mtodos Predictivos. Posteriormente, una vez que el revestidor es bajado y cementado debe comprobarse dicho valor con un Prueba de Presin conocida como Integridad de Presin o Leak off Test (L.O.T)


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IADC I-60

Presin de Fractura

Mtodos Predictivos La estimacin de las Presiones de Fractura realizadas antes de asentar los revestidores, estn basadas en correlaciones empricas

Debido a que la Presin de Fractura de la formacin es afectada de manera preponderante por la Presin de la Formacin o Yacimiento, se recomienda el uso de una de los Mtodos descritos anteriormente para determinar dicho valor de Presin

Existen varias correlaciones para predecir las Presiones de Fractura las cuales son usadas muy frecuentemente, a continuacin algunas de estas:


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IADC I-61

Presin de Fractura

Mtodos Predictivos Correlacin o Ecuacin de Hubbert & Willis

Correlacin de Matthews & Kelly

Correlacin de Pennebaker

Correlacin de Ben Eaton

Otras ecuaciones se utilizan con menos frecuencia y esta son: Christman y la Correlacin de MacPherson & Berry


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IADC I-62

Mtodos Predictivos Una de la correlaciones de mayor uso es la de Ben Eaton. Esta correlacin relaciona su determinacin del valor en prediccin de la Presin de Fractura utilizando la Relacin de Poisson ()

La formulacin utilizada es la siguiente:

Pfract

= Pform

+ (

/ (1 -

)) x ( Psc

Pform)

Es importante mencionar que la Relacin de Poisson no es exactamente la misma para reas diferentes y debe ser verificada con datos locales, cada rea prospectiva debetener su propia curva.

Anexo grfico referencial de la Relacin de Poisson


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IADC I-63

Relacin de Poissons

()

P

r

o

f

u

n

d

i

d

a

d

(

p

i

e

s

)

Correlacin de Eaton

Relacin de Poissons


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IADC I-64

Prueba de Integridad de Presin (L.O.T)

Definicin: Prueba de presin que se realiza por debajo de la zapata del ltimo revestidor cementado en un pozo, la cual tiene los siguiente propsitos:

Probar el trabajo de Cementacin realizado, a fin de asegurarse de que no existe comunicacin con la superficie

Determinar el Gradiente de Fractura de esa zapata

Determinar la Mxima Presin en el Anular permitida (MASP) durante la perforacin del prximo hoyo y la Mxima Densidad posible en esa seccin


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IADC I-65

Prueba de Integridad de Presin (L.O.T) Procedimiento de la Prueba:

o Bajar sarta de perforacin hasta el tope del cuello flotador y realizar prueba volumtrica al revestidor

o

Perforar el cuello flotador y el cemento hasta 10 pies encima de la zapata. Repetir la prueba volumtrica (2 tubos entre cuello y zapata)

o

Perforar el resto del cemento, la zapata y 10 a 15 pies de formacin, circular y acondicionar el fluido de perforacin (hoyo limpio)

o

Levantar la mecha a nivel de la zapata y llenar el hoyo. Cerrar

un preventor

(BOPs). Conectar y probar lneas.

o

Bombear fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 bls/min), observar presin y/o esperar la estabilizacin de presin (2 min. Aprox.)

o

Continuar bombeando y registrar la presin y el volumen bombeado hasta alcanzar el lmite LOT. Elaborar grfico simultneamente.

o

Parar el bombeo y esperar unos 10 min. para la estabilizacin de la presin. Desahogar la presin y registrar el volumen de retorno


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IADC I-66

Grfica de la Prueba de Integridad de Presin (L.O.T)


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IADC I-67

Prueba de Integridad de Presin (L.O.T)

Densidad Equivalente Mxima (Deqm): Valor mximo de Densidad del fluido a utilizar en el prximo hoyo o seccin:

Deqm

= Df

+ Limite LOT

= lbs

/ gal(0,052 x h zap)

Deqm

= Pfract

/ (0,052 x h zap) = lbs

/ gal

donde:Pfract

= (0,052 x Df

x h zap) + Limite LOT = psiDf

= Densidad del fluido de la prueba, lbs

/ gal

(ppg)Limite LOT = Valor mximo de presin de la prueba, psi

h zap

= Profundidad Vertical a nivel de la zapata, pies


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IADC I-68

Prueba de Integridad de Presin (L.O.T)Mxima Presin Anular permitida en Superficie (MASP MPAPS): Valor mximo de Presin que puede ser acumulada en el estrangulador al momento del cierre del pozo a nivel del manmetro del revestidor. Este valor disminuir a medida que la densidad del fluido aumente:

MASP = Pfract

Ph zap = psi

MASP = 0,052 (Deqm

Df nuevo) x h zap

= psi

MASP = (Grad. fract.

Grad. fluido nue.) x h zap

= psi


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IADC I-69

Interpretacin de Grficos de la L.O.T

Clculo del Volumen Terico


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IADC I-70

Vol corr = (4,8 / 1000) x 0,6 =

Vol corr = 2,88 bls /1000 psi


Clculo del Volumen Terico


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IADC I-71

Prueba Incompleta:

En el grfico, se observa que no se alcanz

el lmite de la PIP, a pesar de que la presin de prueba estuvo por encima de la Pfract

estimada. De all

que no es posible determinar la presin de fractura real



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IADC I-72

Prueba Completa:

En el grfico, se observa una prueba totalmente completa, a pesar de tener una referencia de la Pfract

estimada, en ella se puede observar que la misma fu

ligeramente superada en la prueba, hasta obtener la desviacin de la tendencia de proporcionalidad



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IADC I-73

Prueba Enmascarada

Si durante la prueba, la curva aparece por debajo de la Presin de Fractura estimada, se recomienda parar la bomba por varios minutos, aumentar la tasa de bombeo y continuar la prueba hasta observar el pandeo de la curva de nuevo



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IADC I-74

Falla en la Cementacin

Si luego de observar algunos minutos y repetir la prueba nuevamente, el comportamiento observado en forma similar a la figura mostrada y adems el lmite PIP no es alcanzado a pesar de aumentar la tasa, de flujo, podemos afirmar que existe una falla en la cementacin alrededor de la zapata



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IADC I-75

Tolerancia de una Arremetida Se conoce como el mximo volumen permitido que puede ser circulado fuera del pozo

En otras palabras, que permita que cuando el mismo sea llevado a la superficie por el Mtodo de Control con mayores presiones en el anular, los valores que se presenten a nivel de la zapata del ltimo revestidor no causen una fractura a la misma

En algunos casos, esto puede referirse a la Mxima Densidad de incremento del fluido de perforacin sin que este afecte o supere la Densidad Mxima Equivalente a nivel de la zapata (Deqm)

A continuacin, se presentan las formulaciones y un ejemplo numrico con su interpretacin grfica


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IADC I-76

Tolerancia de una Arremetida

Formulaciones generales:

Densidad Mxima de la Arremetida (Kick) (lbs / gal)o Se refiere aquella que es limitada por la MASP

Dens. Max Kick = MASP / (0,052 x TVD)

Mxima Longitud del Influjo (pies)o

Se refiere a la altura mxima que ocupara el

influjo en el espacio anular

hmax inf = MASP / (Gf Ginf))

Gf

: Grad. del fluido, psi

/ pie Gg: Grad. del gas, psi

/ pie (asumir: 0,1 o 0,15)


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IADC I-77

Formulaciones generales Comparar hmax inf vs. Long. Drill Collars (Ldcs )

o Si hmax

inf

es < Ldcs

El Volumen mximo (bls) de fondo ser:

Vol

max

inf

= Cap. Anu. h-dcs

x hmax

inf

o Si hmax

inf

es > Ldcs

El Volumen mximo (bls) de fondo ser:

Vol

max

inf

= Ldcs

x Cap. anu

h-dcs

+ (hmax

inf

-

Ldcs) x Cap. anu. h-tp

Volumen mximo calculado a nivel de la zapata

Pfondo

x Vol. fondo = Pzap

x Vol. zap


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IADC I-78

Ejercicios de Tolerancia de una Arremetida Clculos generales:

Pfondo = Ph fondo + PCR

Pzap = Ph zap + PCR

Vol max. zap = hmax inf x Cap. anu. h-tp

Vol. fondo = Pzap x Vol zapPfondo

Ejemplo:Gf

= 0,624 psi

/ pie

Dh

= 12,25 pulgsTVD pozo = 12.000 pies DE dcs

= 8 pulgsTVD zap

= 4.500 pies Ldcs

= 700 piesGg

= 0,15 psi

/ pie DEtp

= 5 pulgsMASP = PCR (SICP) = 700 psi

(asumir el mximo)


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IADC I-79

Ejercicio de Tolerancia de una Arremetida Respuesta: Dens. Max. Kick = 700 / (0,052 x 12000) = 1,12 lbs / gal

hmax inf =700 / (0,624 0,15) = 1477 pies

hmax inf es > Ldcs (1477 pies vs. 700 pies)

Vol. max. inf = 700 x 0,0836 + (1477 700) x 0,1215 = 153 bls

Pzap = (0,624 psi / pie x 4500 pies) + 700 psi = 3508 psi

Pfondo = (0,624 psi / pie x 12000 pies) + 700 psi = 8188 psi

Vol max. zap. = 1477 pies x 0,1215 psi / pie = 180 bls

Vol. fondo = (3508 x 180 ) / 8188 = 77 bls

Este ltimo valor, representa el mximo volumen permitido en el fondo sin llegar a fracturar la zapata mientras el mismo se circule a la superficie


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IADC I-80

00,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,41,12

0 50 100 150 200 250

Volumen de la arremetida (bls)

D

e

n

s

i

d

a

d

d

e

l

a

a

r

r

e

m

e

t

i

d

a

,

(

l

b

s

/

g

a

l

)

77 153

rea de Tolerancia de la Arremetida

Circulando hacia la zapata

Anlisis Grfico

Tolerancia de una Arremetida

Nota: Considerando que PCR (SICP)= MASP


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IADC I-81

Ph

Pform

Pfract

Psc

Pcirc

Relacin entre las presiones

Relacin entre las presiones

Ph > Pform

Ph < Psc

Ph < Pfract

Psc > Pform

% Pcirc + Ph > Pform

% Pcirc + Ph < Pfract

% Pcirc + Ph < Psc


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IADC I-82

Presin del Sistema de Circulacin o de Bombeo Se conoce como Presin de Circulacin (Pcirc) o de Bombeo, aquella presin requerida para circular un fluido de perforacin, completacin o reacondicionamiento, el cual debe vencer las prdidas por friccin a travs del Sistema de Circulacin. Los factores que afectan la perdidas de presin por friccin son:

o Longitud de la sarta de perforacino Densidad o peso del fluidoo Punto cedente y viscosidad plsticao Dimetro de los componentes del sistemao Tasa de circulacin (Caudal).

Nota: Si el Caudal aumenta o disminuye la Pcirc. variar en forma exponencial


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IADC I-83

Mud Pump

Swivel

Kelly or Topdrive

Annulus

Rotary Hose

Standpipe

Drillpipe

Wellbore

12 Bit

Drill Collars

Rig Floor

Flow Line

Formations

Casing

BOP

Drilling Mud

Shakers

Mud Pits

Oil/Gas

Standpipe or Circulating Pressure

Sistema de Circulacin


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IADC I-84

Presin de Circulacin (Pcirc)

Pcirc

=

Prdidas por friccin

= psi

donde:

Prdidas por friccin a travs delSistema de Circulacin, psi, a saber:

Ej: 50 :

Pr. equipos superficales. psi500 :

Pr. en tubera (Dps), psi200 :

Pr. en las barras (Dcs), psi1.950 :

Pr. en los chorros (jets), psi100 :

Pr. en hoyo

barras, psi200 :

Pr. en hoyo

tubera, psi

3000 psi

= Presin de circulacin

Presin de circulacin (Pcirc)Regla de Campo

Pcirc

nue

= Pant. x (Q nue

/ Q ant) = psi

donde: Pcirc

nue

= Presin de circ.

nueva, psiPant

= Presin anterior, psiQ nue

= Caudal nuevo de la bomba, GPMQ ant

= Caudal anterior de la bomba, GPM

Ej

: Pcirc

= 3000 psi

= PantQ ant

= 500 GPM y Q nue

= 250 GPM

Pcirc

nue

= 3000 x ( 250 / 500 ) =

Pcirc

nue

= 750 psi

2

2

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WellCAP

IADC

Formulaciones y Ejemplo


I-85

Presin de Circulacin o de Bombeo

Densidad equivalente de circulacin (ECD) Suma del valor de la Densidad del fluido en uso y las Prdidas de Presin por Friccin en el Espacio Anularconvertidas a valores de Densidad

ECD = Df

+ % Pr. anular

= lbs

/ gal0,052 x PVV

donde: Pr. Anular: Sumatoria de la cada de presin por friccin en el espacio anular, psi

Ej: Df

= 12 lbs

/ gal, Pr. Anular = 300 psi, PVV = 15.000 pies

ECD = 12 + ( 300 / (0,052 x 15.000)) = 12,4 lbs/gal


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IADC I-86

Presiones adicionales

Efecto de Surgencia (Efecto Pistn)o

Presiones que se originan cuando la tubera de perforacin es introducida al pozo a una velocidad mayor

(tiempo menor) que su valor recomendada

Efecto de Succin (Efecto de suabeo)o

Presiones que originan cuando la tubera de

perforacin es sacada del pozo a una velocidad mayor

(tiempo menor) que su valor recomendado

Factores que afectan la Surgencia y al Suabeoo Propiedades del Fluidoo Velocidad de viajeo Configuracin de la Sarta de Perforacin (BHA)o Condiciones del hoyo, de la formacin y profundidad


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IADC I-87

Anlisis grfico de las Presiones adicionales


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IADC I-88

Margen de Viaje: Valor de sobrebalance hidrosttico utilizado para compensar la presin por efecto de suabeo (swabbing) que puede ocurrir durante los viajes con la sarta de perforacin

Los rangos utilizados comnmente estn entre 0,1 a 0,5 lbs/gal (ppg) lo cual se traduce en valores de presin entre 200 a 500 psi aproximadamente

Surgencia de la Bomba Es el incremento en la presin de circulacin o bombeo necesario para romper la resistencia de Gel del fluido de perforacin.

Este incremento, debe realizarse lentamente para evitar problemas de prdida o fractura de la formacin


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IADC I-89

Arremetidas Amago (Kick)

Definicin:o

Flujo no deseado de los fluidos de la formacin invadiendo el pozo. Su presencia es debido a que la Presin de la Formacin supera a la Presin Hidrosttica ejercida por el fluido frente a una formacin permeable

Reventn (Blowout) Definicin:

o

Flujo en forma descontrolada del pozo a la superficie, esto debido a la prdida del control primario y/o secundario, a errores en el Mtodo de Control seleccionado

quizs procedimientos no apropiados de los mismos, en fin cualquier circunstancia asociada al hombre

a los equipos


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-90

Reventn Esta situacin puede presentarse en los siguientes casos:

o Durante la perforacin del pozo

o

Durante un trabajo de reacondicionamiento

de entrada al pozo

para trabajos con tubera continua

o Dao de un rbol de navidad

de un pozo

A continuacin, se presentan situaciones de Reventonescon consecuencia de prdidas de equipos, pozo, instalaciones y en algunos casos de vidas humanas y daos irreparables al medio ambiente


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-91


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-92


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-93


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-94


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-95

Comportamiento de una Arremetida (Kick) de Gas Las arremetidas pueden ser de gas, agua, petrleo o una mezcla de ellos. Las arremetidas de gas son las ms difcil de manejar debido a las propiedades del mismo, a saber Migracin y Expansin

De all que es importante analizar cual pudiese ser el comportamiento de una Arremetida Amago (kick) de gas, a fin de tomar las precauciones y conocer por adelantado un posible resultado de un mal manejo durante su extraccin y separacin a la superficie.

Este comportamiento podemos clasificarlos en:


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IADC I-96

Comportamiento de una Arremetidas (Kick) de gasMigracin del Gas con el Pozo Cerrado Alta Presin en la Superficie y en el Fondo

Migracin del Gas con el Pozo AbiertoMayor Volumen del Influjo en Superficie

Circulacin controlada del Gas fuera del pozo ptimo control de volumen y de la presin en superficie sin entrada de nuevos influjos

A continuacin, se describe este comportamiento de manera grfica que permita un mejor entendimiento al momento de tener una contingencia de gas y las acciones a tomar para evitar que una Arremetida (kick) se pueda convertir en un Reventn o en una fractura en la zapata


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-97

Pgas= 6000 psi

Ph= 5000 psi

Pcierrre= 1000 psi Pcierrre= 4000 psi

Ph= 2000 psi

Ph= 3000 psi

Pgas= 6000 psi

Ph= 5000 psi

Pgas= 6000 psi

BHP= 6000 psi BHP= 9000 psi

Pcierrre= 6000 psi

BHP= 11000 psi

Migracin del gas sin expansinPRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-98

Pform (gas)= 6000 psi

Ph= 5000 psi

Pcierrre = 1000 psi

Ph= 2000 psi

Ph= 3000 psi Ph = 5000 psi

Pform (gas) = 6000 psi

BHP = 6000 psi

Migracin del gas sin expansinPRINCIPIOS FUNDAMENTALES

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-99

Al momento del cierre del pozo ser

BHP = Pcierre

+ Ph

encima del gas

BHP = 1000 psi

+ 5000 psi

= 6000 psi

Esa ser

la presin de confinamiento

presin de la formacin al momento de producirse el influjo de gas

sea 6000 psi

BHP = 9000 psi

Si el gas migra sin expansin

Pcierre

nueva = Pform

(gas) -

Ph

por encima del gas

Pcierre

nueva = 6000 -

2000 = 4000 psi

BHP = Pform

(gas) + Ph

por debajo del gas

BHP = 6000 psi

+ 3000 psi

= 9000 psi

Pform (gas)= 6000 psi

Pcierrre = 4000 psi Pcierrre = 6000 psi

BHP = 11000 psi

Una vez el gas en superficie

Pcierre

nueva = Pform

(gas)

BHP = Pform

(gas) + Ph

por debajo del gas

BHP = 6000 psi

+ 5000 psi

BHP = 11000 psi

Anlisis de la Migracin del Gas

La PCR (SICP) aumenta a medida que el influjo de Gas migra hacia la superficie

El Gas con el pozo cerrado no se expande

La presin en el fondo aumenta a medida que el Gas llega a la superficie sin expansin

El valor de la presin dentro del pozo puede causar fractura en la zapata en una formacin

Es importante conocer el valor de la Velocidad de Migracin del Gas, a fin de seleccionar el Mtodo de Control ms adecuado

Mantener la vigilancia de la PCR (SICP) y comparar con el valor de la MASP

PCR(SICP)

PCTP(SIDPP)


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-100

Arremetidas Amagos (Kick)

Migracin del Gas con el Pozo Abierto En este comportamiento es necesario considerar la Ley de Gases Ideales, a fin de calcular el Volumen que se obtendra en superficie, si no es controlada el manejo de las presiones y la entrada de nuevos fluidos

Pfondo

x Vfondo

= Psup

x Vsup

Circulacin controlada del Gas fuera del pozo A fin de obtener un ptimo control del volumen y de las presiones en el pozo y en la superficie, se recomienda el uso de una Metodologa de Control y Equipos de Estrangulacin ajustables que permita la remocin del gas fuera del pozo


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-101

Arremetidas (Kick)

Circulacin controlada del Gas fuera del pozo Durante este proceso de remocin, se debe manipular el estrangulador (choke) correctamente para mantener una presin constante de fondo del hoyo y ligeramente mayor que la Presin de la Formacin

Este influjo es circulado a una tasa reducida, la cual normalmente es a la o 1/3 de la tasa en uso

Esta tasa reducida genera una Presin Reducida de Circulacin (PRC), dicha presin deber ser tomada por los Supervisores de Taladro con las bombas disponibles

A manera de gua se mencionan, cuando la PRC debe ser tomada:


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-102

Arremetidas (Kick)

Circulacin controlada del Gas fuera del pozoo Al realizar un cambio en la densidad del fluido

o Al cambiar el tamao de la camisa de las bombas

o

Al cambiar el tamao de los jets u orificios

de la mecha o broca

o Al perforar entre 500 a 1000 pies de hoyo nuevo

o Al realizar cambio en la reologa del fluido

o Generalmente despus de un cambio de guardia


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC I-103

Mdulo II

Prevencin de Arremetidas

(Kick)

PROPSITO

Durante este Mdulo II, se describen y analizan las distintas Causas e Indicaciones de una Arremetida

Amago (Kick),

su

prevencin y las respuestas a ser implementadas,

todo con el fin de disminuir

el volumen de influjo

que pueda entrar al pozo y garantizar un cierre efectivo del mismo con valores menores de presin, lo cual conlleva a una mejor seleccin y aplicacin del Mtodo de Control

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

II-1-

II-3-----

I-17---------

Mdulo II Prevencin de Arremetidas

Importancia de la Prevencin de las Arremetidas o Amagos (Kick) Anlisis y Discusin

Causas de las arremetidas Anlisis y Discusino Llenado inadecuado del hoyoo Suabeo o succin durante un viajeo Densidad insuficiente del fluido de perforacino Prdida de circulacin o efecto surgenciao Formaciones con presiones anormales

Indicadores de las arremetidas o amagos. Anlisis generalo Ganancia en los tanqueso Aumento de la tasa de bombeoo Aumento brusco de la tasa de penetracin (ROP) o Hoyo no toma correctamente durante los viajeso Disminucin en la presin de circulacino Fluido de perforacin cortado por gaso Fluido de perforacin cortado por aguao Pozo fluye solo o Tubera llena durante un viaje

Importancia de la Prevencin de Arremetidas (Kick)

El objetivo de las operaciones de Control de Pozos, es evitar que se produzcan contingencias de Arremetidas Amagos y en caso de que ocurran manejarlas adecuadamente para prevenir un mayor desastre

Una forma de aumentar las probabilidades de xito para controlar un pozo, es conocer las distintas Causas de las Arremetidas o Amago (Kick) y poseer la habilidad para reconocer y evaluar los Indicios o Seales que el pozo en su momento aporta en superficie

En conclusin, si una Arremetida no es detectada a tiempo o es controlada apropiadamente, el prximo paso pudiese estar muy cercano a tener un Reventn

PREVENCION DE ARREMETIDAS (Kick)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC II-1

Importancia de la Prevencin de Arremetidas

Factores que influyen en la intensidad del Kick Condicin obligante: Pform > Ph

Factores de intensidad:9 Facilidad de la formacin para aportar los fluidos al pozo

9 Permeabilidad y porosidad de la formacin

9 Presin diferencial envuelta

9 Tipo y cantidad del fluido que entra al pozo

9 Gradiente de fractura de las formaciones

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-2

Causas de las Arremetidas (Kick) Un desbalance de presin a favor de la Presin de la Formacin Yacimiento en contra de la Presin Hidrosttica puede ocurrir por las siguientes razones:

o Llenado inadecuado del hoyo durante los viajes

o Succin o suabeo

del pozo

o Densidad insuficiente del fluido

o Prdida de circulacin

o Formacin con Presiones Anormales

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-3

No mantener el hoyo lleno Efecto de succin

suabeo

Causas de las Arremetidas (Kick)

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-4

Causas de las Arremetidas (Kick)

Densidad insuficiente Prdida de circulacin

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-5

Bloque de falla empujado hacia arriba

Presin normal Presin normal

Presin anormal

Formacin con Presiones Anormales

CI-PACP-S-S -

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IADC


II-6

Causas de las Arremetidas (Kick) - Anlisis

Llenado inadecuado del hoyo durante viajes Una de las principales causas por la cual se producen las arremetidas o amagos a nivel mundial es la de NO MANTENER EL HOYO LLENO

Estadsticas reflejan que esta causa pudiese superar el 50 % en la mayora de los casos. Muchas de estas apreciaciones estn asociadas en parte al desconocimiento en el llenado de una Tabla de Viaje por parte del personal Supervisorio, el cual tiene bajo su cargo tan importante responsabilidad

De all que, para efecto de tener un procedimiento en el llenado y en el chequeo de la existencia o no de influjos en el pozo durante un viaje, se hacen las siguientes recomendaciones generales:

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-7


Llenado inadecuado del hoyo durante viajeso

Si la relacin entre el Volumen Real y el Volumen Terico es menor (sacando) o mayor (metiendo) del 100 %, en un valor entre 10 a 15 % proceda a Verificar Flujo

9 Ej: 85 % de llenado (sacando) o 112 % (metiendo), significa que el pozo no esta recibiendo bien o que la formacin esta tomando parte del fluido del llenado

o Verifique flujo: Antes y despus de bombear la pldorao Al sacar la primeras diez paradas lentamenteo Al momento de llegar

entrar en la zapatao Antes de sacar la 1ra parada de barras

drillcollarso

Una vez que toda la tubera este fuera del hoyo, se recomienda la apertura de la HCR y del choke, luego cierre el BOPs

ciego

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-8

Rig No.: Pozo: Prof. Viaje:

Dens. Fluido: Diam. DPs: Diam. DCs;

Peso DPs: Peso Ajust. DPs: Peso DCs:

Long. DCs: Vol. Sarta: Vol. Anular:

ParejasSacadas

5 paradasDesplazamiento

Terico (Bls) (VT)

5 paradasDesplazamientoReal (Bls) (VR)

% Llenado(VR / VT) x 100

Observac.

Ter. Acum. Real Acum.No. stand

Tabla de viaje para el control del llenado

5101520

3,3 3,33,3 6,63,3 9,93,3 13,2

Porcentaje3,3 3,33,3 6,63,2 9,82,8 12,6

100 %100 %97 %85 %

O.KO.KO.K

Verifique Flujo

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-9


Succin o Suabeo El efecto principal de provocar durante un viaje de ascenso una contingencia por Succin, esta en la Velocidad del Viaje y en otros factores ya mencionados

Existen recomendaciones que indican valores de velocidad, a fin de evitar que se produzca una reduccin de la presin hidrosttica del fluido y pueda causar la entrada de pequeas cantidades de fluido de la formacin al pozo

Para el caso de la Tubera de Perforacin Grado 2 (27 a 31 de longitud), esta velocidad no de ser inferior a 45 segundos por parada (stand) de tres tubos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-10


Densidad insuficiente del fluido El Control Primario en un pozo esta gobernado por la Densidad del Fluido de Perforacin. Una insuficiencia de ella, generalmente se presentan cuando se perforan pozos exploratorios con presiones anormales

Sin embargo, se han producidos reducciones por otras razones, tales como:

o Diluciones accidentales del fluido de perforacino Influjos con densidad menoreso Remocin de la barita producida por la centrfugao

Asentamiento de los materiales densificantes

en la seccin de alto ngulo del hoyo o en los tanqueso Efecto de la temperatura sobre el fluido

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-11

Causas de las Arremetidas (Kick) - Anlisis Prdida de Circulacin o Efecto Surgencia El concepto de Prdida de Circulacin esta asociado a invasin hacia las formaciones permeables en un pozo.De existir provocara una prdida de la Ph

sobre la Pform, de all

que podemos clasificarlas en:

o

Naturales:

Formaciones porosas y permeables, formaciones agotadas o con presiones subnormales

o

Inducidas:

Efecto de Surgencia por: velocidad excesiva de descenso, alta presin para romper geles, taponamiento del anular por derrumbe de lutitas, embolamiento

de herramientas, excesiva prdida por friccin en el anular o en el estrangulador, alta Dfluido

CI-PACP-S-S -

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IADC


II-12


Formacin con Presiones Anormales Se requiere incrementar esfuerzos para hacer cientficamente una Deteccin de las Zonas de Presiones Anormales, todo esto a fin de evitar una contingencia de Arremetida por esta causa

Como se analiz anteriormente, existen tres distintas tcnicas para detectar zonas de Presiones Anormales, a saber:

o Antes de la Perforacin

o Durante la Perforacin

o Despus de la Perforacin

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-13

Causas de las Arremetidas (Kick) - Anlisis Formacin con Presiones Anormales Antes de la Perforacin

o Mtodos Ssmicos

Durante la Perforacino Cambios en la R.O.P

(incrementos)o Aumento en los Cloruros del fluidoo Disminucin en la Densidad de las Lutitaso Aumento en la Temperatura de retornoo Disminucin el Exponente dco Lodo cortado por gas y por agua salada

Despus de la Perforacino Mtodos Snicos, Registros Elctricos

CI-PACP-S-S -

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IADC


II-14

Causas de las Arremetidas (Kick) - Anlisis Formacin con Presiones Anormales En el caso de fluido cortado por Gas, es necesario conocer si dicho corte se debe a Gas de Conexin ( o de viaje) o Gas de Formacin

En el caso de Gas de Conexin o de Viaje, se puede calcular la verdadera reduccin de la Presin Hidrosttica en el fondo del pozo a travs de la siguiente ecuacin:

P = 14,7 [ Dfo

Dfc

] x ln

[ Ph ]Dfc

Dfc

Dfo

= Densidad

original, lbs / gal y Dfc

= Densidad cortada, lbs

/ gal

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-15

Causas de las Arremetidas (Kick) Anlisis

Estadsticas sobre las Causas Estudios de la API han demostrado valores estadsticoslos cuales se basan en la recopilacin que a nivel mundial se han obtenido, a saber:

9 Llenado inadecuado del hoyo: 42 %

9 Succin o suabeo del pozo: 16 %

9 Densidad insuficiente del fluido: 15 %

9 Prdida de circulacin: 22 %

9 Formacin con Presiones Anormales: 5 %CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-16

Indicaciones de las Arremetidas (Kick) Existen diferentes indicadores que nos pueden avisar durante las operaciones de Perforacin o Viajes que una contingencia de Arremetida se puede estar formando a nivel del fondo del pozo.

Estas estn asociadas a la actividad que se realiza y pudiese en un momento confundir al perforador de su veracidad, para lo cual se recomienda activar el plan de Verificacin de flujo a la primera seal de la Arremetida o Kick

Esto garantizara menos volumen y menos presin una vez cerrado el pozo y por supuesto mejor Control del Pozo una vez seleccionado el Mtodo adecuado

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-17

Indicaciones de las Arremetidas (Kick) Ganancia de fluido a nivel de los Tanques

Aumento en el porcentaje de flujo de retorno

Aumento o quiebre brusco de la R.O.P (drilling break)

El hoyo no esta tomando correctamente

Disminucin en la presin de bombeo

Fluido de perforacin cortado por gas o agua

Que la tubera salga mojada cuando sala seca

Que el pozo fluya solo con las bombas apagadas

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-18

Conjunto de preventoras

Tanque de viaje

Manifold del choqueTanques de lodo

Separador de lodo/gas

Lnea de matar

Bombas de lodo

Indicaciones de las Arremetidas (Kick)

Ganancia en los Tanques

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-19

Flo-Sho

Fluidodel pozo

Tanque activo

Flow

Line

Niple

Campana

% de Aumento de Flujo de Retorno

Ganancia o Prdida en Nivel del Tanque

Indicaciones de las Arremetidas

Aumento en el % de Retorno

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC


II-20

Mdulo III

Equipos de

Seguridad

PROPSITO

Este Mdulo III esta referido a la descripcin, funcionamiento y diseo de losEquipos de Seguridad conocido como el Control Secundario, los cuales son necesarios para ejecutar un ptimo Cierre del Pozo dependiendo de la actividad que para el momento de la contingencia se este realizando, as mismo, describiremos equipos auxiliares comnmente utilizados en el control de un pozo

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

CONTENIDO

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC

Pags

III-1--

III-20-

III-29-

III-32---

III-47III-57

-III-63

-

Mdulo III Equipos de Seguridad

Tipos de preventores (BOPs)o Caractersticas de operacino Diseo de la presin de trabajo. Clculos

Arreglos de los preventores (BOPs Stack) o Caractersticas de los arreglos

Sistema desviador (diverter)o Caractersticas de operacin

Unidad acumuladora de presin. o Descripcin. Caractersticas de operacino Diseo de los acumuladores. Clculoso Mantenimiento. Fallas mecnicas generales

Equipos auxiliares para el Control de Pozos Pruebas generales de los preventores (BOPs)

o Regulaciones API RP 53 Especificaciones de los preventores y sus accesorios

o Tablas generales

Equipos de Seguridad El conjunto de preventores (BOPs) es el sistema de respaldo del Mtodo bsico de Control de un Pozo el cual esta representado por el Fluido de Perforacin a travs de su Ph o sea el Control Primario

Una definicin de la API es la siguiente: El equipo de impiderreventones (o preventores) son unos dispositivos que se conectan a la tubera de revestimiento, el cual tiene por objeto controlar las presiones en el espacio anular durante las operaciones de perforacin, completacin y/o rehabilitacin

Este proporciona un medio para cerrar el pozo y sacar con seguridad el influjo del mismo

EQUIPOS DE SEGURIDAD

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-1

Equipos de Seguridad

Equipos mnimos en superficie Los requerimientos mnimos necesarios para controlar una Arremetida Amagos deben estar constituidos por:

9 Estrangulador hidrulico ajustable (choke)9 Dos estranguladores manuales9 Vlvula de control hidrulica (HCR)9 Separador de gas 9 Preventor esfrico o anular9 Dos preventores de arietes (tubera y ciego)9Manmetros de gran exactitud9 Vlvula de contrapresin (inside preventer)9 Vlvula de mxima abertura (kelly cock)9 Unidad Acumuladora de Presin (fuente de energa)


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-2


Tipos de Preventores (BOPs) En la Industria Petrolera Mundial se utilizan diferentes tipos de elementos que conforman un stack (arreglo) de preventores,estos tipos se describen como:

o BOPs

anular o esfrico:9 Puede cerrar a travs de cualquier forma que atraviese el hoyo, algunos fabricantes son: Hydrll, Shaffer y Cameron

o BOPs

de arietes (rams):9 Pueden ser: tubera, ciego, cizalla o mltiples dimetros, solo cierran en el cuerpo del tubo, algunos de los fabricantes: Hydril, Cameron, Shaffer

A continuacin, se muestran algunos de los BOPs y una descripcin de su funcionamiento


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-3


Preventor Anular Esfrico


Hydril

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-4




Hydril

GKHoyo indicador

Pistn

Empaque (Goma)

Cmara de apertura

Cmara de cierre

Sellos

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-5




Hydril

GL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-6


Preventor anular esfrico


1000 2000 3000 4000 50000

500

1000

1500

InitialClosure

Presin del pozo (psi)

7" thru 9 5/8" Pipe

4 1/2" thru 5 1/2" Pipe

3 1/2" Pipe2 7/8" Pipe

2 3/8" Pipe

CSG

P

r

e

s

i

n

d

e

l

r

e

v

e

s

t

i

m

i

e

n

t

o

(

p

s

i

)

Presin en el pozo (psi)

P

r

e

s

i

n

d

e

c

i

e

r

r

e

d

e

l

B

O

P

s

a

n

u

l

a

r

(

p

s

i

)

Hydrill GK 13 5/8 5000 psi

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-7


Unidades de Empaque (Gomas) -

Hydril

GKGL

Empaque Cod. Color Uso

Natural

Nitrilo

Base agua Cond. Normal -30F

a 225 F01

02 Base aceite30F

a 180FGX

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-8




ShafferTapa acuadaEmpaque (Goma)

Pistn

Cmara de cierre

Cmara de apertura

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-9


Preventor Anular o Esfrico


Cameron DL

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-10


Unidades de Empaque

Shaffer y Cameron

CameronEmpaque Cod. Color Uso

Natural

Nitrilo

Base agua Cond. Normal -20F

a 170 FBase Aceite

y H2S40F

a 170F

Negro

Rojo

Shaffer

Empaque

Rosquilla

Empaque Cod. Color Uso

Nitrilo RojoBase Aceite

y H2S-30F

a 170F

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-11


Preventor de Arietes (Rams)


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-12




Cmaras de Apertura

Cmaras

de Cierre

Pistn

Lnea de apertura

Lnea de Cierre

Mecanismo de Operacin

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-13




Cameron Tipo U

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-14


Preventor

de Arietes -

Tipo Shaffer

Conectores para las

lneasSalidalateral

Bisagra

Bisagra para los fluidos

Cuerpo del Preventor

Tornillo de cierre manual

Tornillos

Sello delpistn Camisa

del cilindro

Hoyo de drenaje

Pistnsellantedel fluido

Pistn de empaque secundario

Bloque (Rams)

Ranura para el anillo

Sello de la tapa

Asiento del sello superior

GuaCavidad inclinada

Preventor

Hydril

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-15




SL Ram

BOP

Shaffer

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-16




Ultralock

II Ram

SLX Ram

Shaffer

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-17


Tipos de Arietes (Rams)

Tubera Ciego (Blind)

Corte (Shear)

SuperiorInferior

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-18


Tipos de Arietes -

Preventores

Cameron

Ariete Tipo U

Sello Tope

EmpaqueAriete (Rams)

Ariete Tipo U II

Empaque

Ariete (Rams)

Sello TopeEmpaque

Ariete Tipo T

Wear

Pads

Ariete (Rams)

Sello Tope

CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-19


Arreglos de los Preventores (Stack BOPs) Se le conoce como la unin de dos o ms elementos mediante bridas de montajes, los cuales se instalan en el cabezal del pozo con el propsito de impedir el flujo incontrolado de fluidos en el espacio anular

El tipo, clase, tamao y nmero de preventores se selecciona de acuerdo a requerimientos de cada pozo en particular (desarrollo o exploratorio)

La clase de BOPs esta referida a la Presin de Trabajo que posee de acuerdo a las caractersticas de fabricacin, a continuacin se muestra una referencia de la misma y un procedimiento para disear su Presin de Trabajo de acuerdo al tipo de pozo a perforar:


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-20


Arreglos de los Preventores (Stack BOPs))

Clase

Presin (psi)2 K

2000 psi

3 K

3000 psi

5 K

5000 psi

10 K

10.000 psi

15 K

15.000 psi

20 K

20.000 psi


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-21

Equipos de Seguridad Para efecto del diseo, es necesario conocer la clasificacin del pozo, vale decir Exploratorio o de Desarrollo.

Dependiendo de esto, debemos suponer dos consideraciones crticas y que a continuacin se harn de su conocimiento, todo estos para el clculo de las Presiones de Superficie y para la seleccin de la Clase de BOP`s

Todos los equipos relacionados en la boca del pozo y en el rea del mltiple de estranguladores, deben tener la mismas presiones calculadas con el procedimiento que a continuacin se explica:


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-22

Pozos Exploratorios Suponer que todo el pozo quede lleno de gas

o Presin de Superficie (Psup) (psi)

Psup

= Pform

Ph gas

Pozos de Desarrollo Suponer que la mitad del pozo quede lleno de gas

o Presin de Superficie (Psup) (psi)

Psup

= Pform

-

Ph fluido -

Phgas


CI-PACP-S-S -

WellCAP

IADC III-23

Manual Wellcap Iadc PDF

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