Control de Brotes
Control de Brotes
ÍNDICE
Página
I. DEFINICIONES
1
II. CAUSAS Y ORIGEN DE UN BROTE
5
Densidad equivalente del lodo
Llenado insuficiente durante los viajes de tubería
Contaminación del lodo con gas
Pérdidas de circulación
Efecto de sondeo al sacar la tubería
III. INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE
Indicadores al estar perforando
Indicador al sacar o meter tubería
Indicadores al sacar o meter herramienta
Indicadores sin tubería en el pozo
IV. EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE SEGURIDAD Y CONTROL
Cabezal de tubería de revestimiento
Preventor anular
Preventor de arietes
Arreglos de preventores
Múltiple de estrangulación
Líneas de matar
Estranguladores variables
Válvula de seguridad de TP
5
5
6
6
6
7
7
7
8
8
8
8
8
9
9
11
12
12
12
V. SISTEMA DE CONTROL DEL CONJUNTO DE PREVENTORES
12
VI. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE
13
Procedimiento de cierre al estar perforando
Procedimiento de cierre al viajar con TP
Procedimiento de cierre al sacar o meter herramientas (lastrabarrenas)
Procedimiento de cierre sin tubería dentro del pozo
13
14
15
15
1
Control de Brotes
Página
VII. COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO INVASOR
Características del fluido invasor (gas)
VIII. MÉTODOS DE CONTROL DE UN BROTE
15
15
16
Método del perforador
Método de densificar y esperar (del ingeniero)
Método concurrente
17
18
19
IX. CONTROL DE POZOS EMPLEANDO EL EQUIPO SNUBBING
21
Usos del equipo snubbing
22
Con tubería fuera del pozo
Reventón subterráneo
Mantener el control en viajes
Perforando pozos
Pozos en producción
Control de pozos con unidades snubbing
Cierre del pozo
Pozo fluyendo
23
23
24
25
25
25
25
26
X. PROBLEMAS COMUNES EN CONTROL DE BROTES
Estrangulador erosionado o tapado
Presiones excesivas en tuberías de revestimiento
Problemas de gas somero
Cuando la tubería no se encuentra en el fondo del pozo
Pozo sin tubería
Presiones excesivas en la tubería de perforación
Pérdida de circulación asociada a un brote
26
26
26
27
27
27
27
27
XI. SIMULADOR DE BROTES
27
XII. REVENTÓN EN EL SUR DE LOUISIANA, E.U.A.
28
Preguntas y respuestas
Nomenclatura
Referencias
2
Control de Brotes
Control de Brotes
I. DEFINICIONES
Todo el personal que labora en las actividades de
perforación de pozos deberá contar con los conocimientos necesarios para interpretar los diversos
principios, conceptos y procedimientos obligados
para el control de un brote en un pozo. Por lo tanto
iniciaremos con la definición de conceptos para este
capítulo:
Brote: Es la entrada de fluidos provenientes de la
formación al pozo, tales como aceite, gas, agua, o
una mezcla de estos.
Al ocurrir un brote, el pozo desaloja una gran cantidad de lodo de perforación, y si dicho brote no es
detectado, ni corregido a tiempo, se produce un reventón o descontrol.
Descontrol.- Se define como un brote de fluidos que
no pueden manejarse a voluntad.
Tipos de presión: Hidrostática (Ph). Se define
como la presión que ejerce una columna de fluido
debido a su densidad y altura vertical y se expresa
en
kg/ cm2 o lb/pg2.
Ph = Profundidad (m) x Densidad fluido (gr/cm3)
10
o bien
Ph = Prof. (pies) x Densidad (lb/gal) x 0.052
Para el caso de pozos direccionales se deberá de
tomar la profundidad vertical verdadera Hvv.
Densidad: Es la masa de un fluido por unidad de
volumen y se expresa en gr/cm3 o lb/gal.
Gradiente de presión (Gp): Es la presión hidrostática
ejercida por un fluido de una densidad dada, actuando sobre una columna de longitud unitaria.
Presión de formación: Es la presión de los fluidos
contenidos dentro de los espacios porosos de una
roca. También se le denomina presión de poro. La
presión de formación se clasifica en:
·Normal
·Anormal
Las formaciones con presión normal son aquéllas
que se controlan con densidades del orden del agua
salada. Para conocer la normalidad y anormalidad de cierta área, se deberá establecer el gradiente
del agua congénita de sus formaciones, conforme al contenido de sus sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene un gradiente de
0.107 kg/cm2/m considerando agua congénita de
100, 000 ppm de cloruros.
Las formaciones con presión anormal pueden ser
de dos tipos: Subnormal es aquélla que se controla con una densidad menor que la de agua dulce,
equivalente a un gradiente menor de 0.100 kg/cm2/
m. Una posible explicación de la existencia de tales
presiones en formaciones, es considerar que el gas
y otros fluidos han migrado por fallas u otras vías
del yacimiento, causando su depresionamiento.
El segundo tipo son formaciones con presión
anormalmente alta. La presión se encuentra por encima de la considerada como presión normal. Las
densidades para lograr el control de estas presiones equivalen a gradientes hasta 0.224 kg/cm2/m.
Estas presiones se generan por la compresión que
sufren los fluidos de la formación debido al peso de
los estratos superiores y se consideran formaciones selladas, de tal forma que los fluidos no pueden
escapar hacia otras formaciones.
Para cálculos prácticos de control de pozos la presión de formación (Pf) puede calcularse con la presión de cierre en la tubería de perforación (TP) y la
presión hidrostática en el fondo del pozo.
3
Control de Brotes
Pf = PCTP + Ph
La presión de formación también se calcula sumando la presión de cierre en la tubería de revestimiento (TR) y la presión hidrostática de los fluidos dentro del pozo.
Algunas formaciones están usualmente asociadas
con gruesas capas de lutita arriba y debajo de una
formación porosa. Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son:
· Datos de sismología (Velan)
· Parámetros de perforación
· Registros geofísicos
Presión de sobrecarga: Es el peso de los materiales a
una profundidad determinada. Para la costa del Golfo
de México se tiene calculado un gradiente de sobre2
carga de 0.231 kg/cm /m (figura 1). Sin embargo, para
casos particulares es conveniente su determinación
ya que es muy frecuente encontrar variaciones muy
significativas. Las rocas del subsuelo promedian de
3
2.16 a 2.64 gr/cm . En la gráfica siguiente se muestran
las presiones de sobrecarga y la normal para el área
de la costa del Golfo de México.
Existen varios métodos para determinar el gradiente
de fractura que han sido propuestos por varios autores como: Hubert y Willis, Mattews y Kelly, Eaton.
En la práctica, en el campo se determina en la prueba de goteo que consiste en aplicar al agujero descubierto inmediatamente después de perforar la zapata, una presión hidráulica equivalente a la presión hidrostática con que se perforará la siguiente
etapa sin que se observe abatimiento de presión en
15 o 30 minutos.
Presión de fondo en el pozo. Cuando se perfora se
impone presión en el fondo del agujero en todas
direcciones. Esta presión es la resultante de una
suma de presiones que son la hidráulica ejercida
por el peso del lodo; la de cierre superficial en tubería de perforación (TP); la de cierre superficial en
tubería de revestimiento (TR); la caída de presión
en el espacio anular por fricción; y las variaciones
de presión por movimiento de tuberías al meterlas
o sacarlas (pistón/sondeo).
PROFUNDIDAD EN METROS
Presión diferencial. Generalmente, el lodo de perforación tiene mayor densidad que los fluidos de
un yacimiento. Sin embargo, cuando ocurre un brote, los fluidos que entran en el pozo causan un desequilibrio entre el lodo no conta0
minado dentro de la tubería de
perforación y el contaminado en
500
el espacio anular. Esto origina que
1000
la presión registrada al cerrar el
pozo, por lo general sea mayor en
1500
el espacio anular que en el inte2000
rior de TP. La presión diferencial
GRADIENTE DE PRESIÓN
TOTAL DE FORMACIÓN
es la diferencia entre la presión
0.231 kg/cm /m
2500
hidrostática y la presión de fondo. Es negativa si la presión de
3000
fondo es mayor que la
3500
hidrostática. Se dice que una presión es positiva cuando la presión
4000
DENSIDAD DE LODO
GRADIENTE DE PRESIÓN
DE PERFORACIÓN
del yacimiento es mayor que la
NORMAL DE FORMACIÓN
( gr/cm )
4500
presión hidrostática y es negativa cuando la presión hidrostática
5000
es mayor que la del yacimiento.
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000 1100 1200 1300
La perforación de un pozo se desPRESIÓN (Kg/cm )
cribe como un sistema de vasos
Figura 1 Gradientes de formación.
comunicantes tipo U (figura 2).
Presión de Fractura. Es la que propicia una falla
mecánica en una formación. Como consecuencia, Pérdidas de presión en el sistema. En un sistema
genera una pérdida de lodo durante la perforación. de circulación de lodo de perforación las pérdidas o
2
3
2
4
Control de Brotes
PTP
Pea
II. CAUSAS Y ORIGEN DE UN BROTE
PTP
Durante las operaciones de perforación, se conserva una presión hidrostática ligeramente mayor a la
de formación. De esta forma se previene el riesgo
de que ocurra un brote. Sin embargo en ocasiones,
la presión de formación excederá la hidrostática y
ocurrirá un brote, esto se puede originar por lo siguiente:
PF
PF
PF
PF
Figura 2 Tubo U.
caídas de presión se manifiestan desde la descarga
de la bomba hasta la línea de flote. En la práctica se
tienen cuatro elementos en los cuales se consideran las pérdidas de presión en el sistema, estos son:
·
·
·
·
Equipo superficial
Interior de tuberías (TP y herramienta)
A través de las toberas de la barrena.
Espacio anular.
Las pérdidas dependen principalmente de las propiedades reológicas del lodo, la geometría del agujero y los diámetros de la sarta de perforación.
Cuando en campo se adolece de los elementos
necesarios para calcular las pérdidas de presión
del espacio anular, es posible tener una buena
aproximación con relación al diámetro de la barrena de acuerdo a los porcentajes mostrados en
la tabla 1.
'LiPHWUR%QD
SJ
&DtGDGHSUHVLyQ
SUHVLyQGHERPEHR
26, 22, 16, 18 ½,
10
17 ½, 14 ¾
12, 9 ½, 8 ½, 8 3/8
15
6 ½, 5 7/8
20
Menores
30
· Densidad insuficiente del lodo
· Llenado insuficiente durante los viajes
· Sondeo del pozo al sacar tubería rápidamente
· Contaminación del lodo
· Pérdidas de circulación
A continuación explicaremos cada una:
Densidad insuficiente del lodo. Esta es una de las
causas predominantes que originan los brotes. En
la actualidad se ha enfatizado en perforar con densidades de lodo mínimas necesarias de control de
presión de formación, con el objeto de optimizar
las velocidades de perforación. Pero se deberá tener especial cuidado cuando se perforen zonas
permeables ya que, los fluidos de la formación pueden alcanzar el pozo y producir un brote.
Los brotes causados por densidades insuficientes
de lodo pudieran parecer fáciles de controlar con
sólo incrementar la densidad del lodo de perforación. Por las siguientes razones, esto puede ser lo
menos adecuado:
Se puede exceder el gradiente de fractura.
Se incrementa el riesgo de tener pegaduras
por presión diferencial.
Se reduce significativamente la velocidad de
penetración.
Llenado insuficiente durante los viajes de tuberías. Ésta es otra de las causas predominantes de
brotes. A medida que la tubería se saca del pozo,
el nivel de lodo disminuye por el volumen que
desplaza el acero en el interior del pozo. Conforme se extrae tubería y el pozo no se llena con
lodo, el nivel del mismo decrece y por consecuencia también la presión hidrostática. Esto se torna
crítico cuando se saca la herramienta de mayor
desplazamiento como lo son:
Tabla 1 Caída de presión.
5
Control de Brotes
los lastrabarrenas y la tubería pesada de perforación (Heavy Weight).
De acuerdo con las normas API-16D y API-RP59, al
estar sacando tubería, debe llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de
la columna de lodo acuse una disminución de 5 kg/
cm2 (71 lb/pg2), en términos prácticos cada cinco
lingadas de tubería de perforación.
Contaminación del lodo con gas: Los brotes también se pueden originar por una reducción en la
densidad del lodo a causa de la presencia del gas
en la roca cortada por la barrena. Al perforar demasiado rápido, el gas contenido en los recortes, se
libera ocasionando la reducción en la densidad del
lodo. Eso reduce la presión hidrostática en el pozo,
permitiendo que una cantidad considerable de gas
entre al pozo.
· Emplear la densidad mínima que permita mantener un mínimo de sólidos en el pozo.
· Mantener la reología del lodo en condiciones
óptimas.
· Reducir las pérdidas de presión en el espacio
anular.
· Evitar incrementos bruscos de presión.
· Reducir la velocidad al introducir la sarta.
Efectos de sondeo al sacar la tubería: El efecto de
sondeo se refiere a la acción que ejerce la sarta de
perforación dentro del pozo, cuando se mueve hacia arriba a una velocidad mayor que la del lodo,
máxime cuando se embola la herramienta con
sólidos de la formación. Esto origina que el efecto
sea mucho mayor (figura 3). Si esta reducción de
presión es lo suficientemente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por
debajo del de la formación, dará origen a un desequilibrio que causará un brote.
El gas se detecta en la superficie bajo la forma de
lodo cortado y una pequeña cantidad de gas en
el fondo representa un gran volumen en la superficie. Los brotes que ocurren por esta causa, terminan transformándose en reventones por lo que
al detectar este brote se recomiendan las siguientes prácticas:
· Reducir el ritmo de penetración
· Aumentar el gasto de circulación
· Circular el tiempo necesario para desgasificar
el lodo
Pérdidas de circulación. Son uno de los problemas
más comunes durante la perforación. Se clasifican
en dos tipos:
· Pédidas naturales o intrínsecas.
· Pérdidas mecánicas o inducidas.
Si la pérdida de circulación se presenta durante el
proceso de la perforación, se corre el riesgo de tener un brote y éste se incrementa al estar en zonas
de alta presión o en el yacimiento, en pozos delimitadores y exploratorios. Al perder la columna de
lodo, la presión hidrostática disminuye al punto de
permitir la entrada de fluidos de la formación al pozo,
ocasionando un brote.
Para reducir las pérdidas de circulación se recomiendan las siguientes prácticas:
6
Figura 3 Efecto de sondeo.
Entre las variables que influyen en el efecto de sondeo se tienen las siguientes:
·Velocidad de extracción de tubería
·Reología del lodo
Control de Brotes
·Geometría del pozo
·Estabilizadores en la sarta
·
·
·
·
III. INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE
Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera
instancia es desplazado fuera del pozo. Si el brote
no es detectado ni corregido a tiempo, el problema
se puede complicar hasta llegar a producir un reventón. Con una detección oportuna las estadísticas demuestran que se tiene hasta un 98% de probabilidad de controlarlo. Los indicadores de que el
lodo fluye fuera del pozo durante la perforación son:
c) Lodo contaminado por gas, cloruros, cambios
en propiedades geológicas: La presencia de
lodo contaminado con gas puede deberse al
fluido contenido en los recortes o al flujo de
fluido de la formación al pozo que circula a la
superficie. Conforme el gas se expande al
acercarse a la superficie se provoca una disminución en la presión hidrostática que puede causar un brote.
·Al perforar
·Al sacar o meter tubería de perforación
·AL sacar o meter herramienta
·Sin tubería dentro del pozo
La detección de un aumento de cloruros y el
porcentaje de agua son indicadores de que los
fluidos de formación entran al pozo. Debe tenerse especial cuidado ya que esto también indica
la perforación de una sección salina.
Indicadores al estar perforando:
a) Aumento en la velocidad de penetración: La velocidad de penetración está en función de varios factores como lo son peso sobre barrena,
velocidad de rotación, densidad de lodo e hidráulica. Pero también se determina por la presión diferencial entre la presión hidrostática del
lodo y la presión de la formación. Es decir, que
si la presión de formación es mayor, aumentará
considerablemente la velocidad de penetración
de la barrena. Cuando esto ocurra y no se tenga
ningún cambio en los otros parámetros, se debe
tener precaución si se están perforando zonas
de presión anormal o el yacimiento en un pozo
exploratorio.
b)
Disminución de la presión de bombeo y aumento de emboladas. Cuando se está perforando y
ocurre un brote, los fluidos debido al brote se
ubican únicamente en el espacio anular y éstos
tienen una densidad menor a la del lodo, por lo
que la presión hidrostática dentro de la tubería
será mayor, propiciando que el lodo dentro de
la sarta de perforación fluya más rápido hacia el
espacio anular, con la consecuente disminución
de presión de bombeo y el aceleramiento de la
bomba de lodo que manifiesta un aumento del
número de emboladas por minuto. Sin embargo es importante tener en cuenta que una disminución en la presión de bombeo también se
puede deber a las siguientes causas:
Reducción del gasto de circulación
Rotura o fisura en la TP
Desprendimiento de una tobera de la barrena
Cambio en las propiedades del lodo
Las propiedades geológicas también son
indicadores de la presencia de fluidos extraños
en el lodo de perforación. Esto se manifiesta en
cambios en la viscosidad, relación agua-aceite y
la precipitación de sólidos.
Cuando se tienen sospechas de un brote, la respuesta oportuna ante los indicadores mencionados durante la perforación, crearán las condiciones necesarias para controlar el brote. Las acciones que deberán seguirse son:
·
Si las bombas de lodo están paradas y el pozo
se encuentra fluyendo, es indicativo (generalmente) de que un brote está en camino; a esta
acción se le conoce como OBSERVAR EL
POZO. Al efectuar esto, se recomienda revisar
el nivel de presas y las presiones en los
manómetros en TP y TR y como práctica subir
la sarta de perforación de manera que la flecha
se encuentre arriba de la mesa rotatoria.
·
Por otro lado si el gasto de salida se incrementa
mientras se está circulando con un gasto constante, también es un indicador de un brote.
Indicadores al sacar o meter tubería
Los siguientes se consideran de este tipo:
· Aumento de volumen en presas
7
Control de Brotes
· Flujo sin circulación
· El pozo toma menos volumen o desplaza mayor volumen.
El volumen requerido para llenar el pozo, debe ser
igual al volumen de acero de la tubería que ha sido
extraída.
Si la cantidad necesaria de lodo para llenar el pozo
es mayor, se tiene una pérdida y ésta trae consigo
el riesgo de tener un brote.
En caso de introducir tubería, el volumen desplazado deberá ser igual al volumen de acero introducido en el pozo.
un pozo, el sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio adecuado para
cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él.
Las personas claves en un equipo de perforación
terrestre o plataforma de perforación costafuera son
el técnico y el perforador. Si ellos están adiestrados
en el funcionamiento y operación de los sistemas
de control así como de los indicadores de la presencia de un brote, no dudarán en los procedimientos para tener el pozo bajo control.
A continuación describiremos los componentes del
sistema de control superficial.
Cabezal de tubería de revestimiento
Según las estadísticas la mayoría de los brotes ocurren durante los viajes de tubería y por el efecto de
sondeo se vuelve más crítica cuando se saca tubería (figura 4).
2WURV
3HUIRUDQGR
Este forma parte de la instalación permanente del
pozo y puede ser de tipo roscable, soldable, bridado
o integrado. Su función principal es la de anclar y
sellar la tubería de revestimiento e instalar el conjunto de preventores. El cabezal tiene salidas laterales en las que pueden instalarse líneas auxiliares
de control.
Preventor anular
9LDMDQGR
Figura 4 Estadística de brotes.
Indicadores al sacar o meter herramienta
Los mismos indicadores de viaje de tuberías se tienen para los lastrabarrenas, la diferencia estriba principalmente en el mayor volumen de lodo desplazado por esta herramienta.
El preventor anular también es conocido como esférico (figura 5). Se instala en la parte superior de
los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote. El tamaño y capacidad deberá ser igual a los de arietes.
El preventor anular consta en su parte interior de
un elemento de hule sintético que sirve como elemento empacador al momento de cierre, alrededor
de la tubería.
Preventor de arietes
Indicadores sin tubería en el pozo
Este preventor (figura 6) tiene como característica
principal poder utilizar diferentes tipos y medidas
de arietes de acuerdo a los arreglos de preventores
elegidos, como se explicará más adelante.
Se tienen dos indicadores para esta situación: aumento
de volumen en las presas y el flujo sin bombeo.
Las características principales de estos preventores son:
IV. EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE SEGURIDAD Y CONTROL
El cuerpo del preventor se fabrica como una
unidad sencilla o doble.
Al manifestarse un brote durante la perforación de
Puede instalarse en pozos terrestres o marinos.
8
R
Control de Brotes
Los arietes de corte sirven para cortar tubería y
cerrar completamente el pozo.
´
Los arietes son de acero fundido y tienen un conjunto de sello diseñado para resistir la compresión,
estos pueden ser de los siguientes tipos:
´
· Arietes para tubería
· Arietes variables (tubería y flecha)
· Arietes de corte
´
´
´
´
Los arietes variables son similares a los de tubería siendo la característica distintiva la de cerrar sobre un rango de diámetros de tubería, así como medidas variables de la flecha.
Las presiones de trabajo de los preventores son de
3000, 5000, 10,000 y 15,000 lb/pg2.
´
Arreglos de preventores
´
Figura 5 Preventor anular.
En el criterio para el arreglo del conjunto de preventores, se debe considerar la magnitud de las presiones a que estarán expuestos y el grado de protección
requerido. Cuando los riesgos son pequeños y conocidos tales, como presiones de formación normales,
áreas alejadas de grandes centros de población o
desérticas, un arreglo sencillo y de bajo costo puede
ser suficiente para la seguridad de la instalación.
Por el contrario, el riesgo es mayor cuando se tienen presiones
de formación anormales, yacimientos de alta productividad y
presión, áreas densamente pobladas y grandes concentraciones
de personal y equipo como lo es
en barcos y plataformas marinas.
Es en estas situaciones en donde
se tendrá un arreglo más completo y por consecuencia más costoso.
La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.
La clasificación típica de API para
conjunto de preventores API-RP-53 (3ra edición
marzo, 1999) es la adecuada para operar con 2000,
3000, 5000, 10, 000 y 15,000 lb/pg2 (141, 211, 352,
703 kg/cm2) de presión de trabajo (figuras 7, 8, 9).
Tiene un sistema secundario para cerrar manualmente.
Para identificar cada uno de los códigos empleados por el API describiremos a continuación:
Figura 6 Preventor de arietes doble.
9
Control de Brotes
Figura 9 Arreglos API para 10000-15000 psi
A Preventor anular
G Cabeza rotatoria
Figura 7 arreglos API 2000 psi
K 1000 lb/pg2 (70 kg/cm2)
R Preventor de arietes
Rd Preventor de arietes para tubería
Rt Preventor triple con tres juegos de arietes.
S Carrete de control con salidas laterales de
matar y estrangular.
Para definir los rangos de presión de trabajo del conjunto de preventores se considerará lo siguiente:
Figura 8 Arreglos API para 3000-5000 psi
10
Resistencia a la presión interna de la TR que soporta al conjunto de preventores.
Gradiente de fractura de las formaciones próximas a la zapata de la última tubería de revestimiento.
Presión superficial máxima que se espera manejar. Se considera que la condición más crítica se presenta cuando en un brote, el lodo
del pozo es expulsado totalmente por el fluido invasor.
En el ejemplo 1 se efectúa el cálculo para determinar la capacidad del arreglo de preventores.
Control de Brotes
Ejemplo 1
Densidad máxima de lodo : 1.26 gr/cm3
Profundidad programada : 3200 m.
Densidad fluido invasor (gas) : 0.3 gr/cm3
Considerando la condición más crítica cuando el
pozo está lleno del fluido invasor se tiene:
Un sistema de control superficial de preventores
se conecta a través de líneas metálicas (de matar o
de inyección) para proporcionar alternativas a la dirección del flujo
De manera similar al conjunto de preventores, el
múltiple de estrangulación se estandariza de
acuerdo a la norma API 16C y las prácticas recomendadas API-53C (figuras 10 y 11).
Psmax = Ph Pg
Psmax = 403.2 96
Psmax = 307.2 kg/cm2 ( 4368 lb/
pg2)
Donde:
Ph = presión hidrostática (lodo)
Pg = presión del gas
A LA PRESA DE QUEMAR O
SEPARADOR LODO-GAS
1
2
/ 16 pg
2
1
/
16
´
´
Con el valor obtenido elegimos el conjunto de preventores de un valor de presión
de trabajo inmediato superior, para este
caso es de 5000 lb/pg2.
3
1
/ 8 pg
2
Una consideración importante es que
la presión interna de la tubería de revestimiento (considerando un 80%
como factor de seguridad) que sostiene al conjunto de preventores, deberá ser mayor que la presión superficial máxima calculada. Deberá tenerse especial cuidado en manejar diferentes factores de seguridad cuando
la tubería de revestimiento ha sido sometida a los esfuerzos de desgaste por
rotación de la sarta de perforación y a
fluidos altamente corrosivos.
Otro aspecto importante a considerar dentro del cálculo es la presión
de fractura de las formaciones expuestas abajo de la zapata, para prevenir los brotes subterráneos.
pg
1
3
/ 16 pg
ESTRANGULADOR AJUSTABLE
2
1
1
/ 8 pg
/ 16 pg
Figura 10 Múltiple de estrangulación:
Presión de trabajo 2000 y 3000 lb/pg2.
A LA PRESA DE QUEMAR O
SEPARADOR LODO-GAS
2
2
´
1
/
1
/ 16 pg
pg
16
´
´
3
1
3
/ 8 pg
1
/ 8 pg
Múltiple de estrangulación
El múltiple de estrangulación se forma por un conjunto de válvulas,
crucetas y ts, estranguladores y líneas. Se utilizan para controlar el flujo
de lodo y los fluidos invasores durante la perforación y el proceso de control de un pozo.
2
´
1
/
16
pg
2
1
/ 16 pg
Figura 11 Múltiple de estrangulación
Presión de trabajo de 5000 lb/pg2..
11
Control de Brotes
Cuando se diseña el múltiple de estrangulación deben tomarse en cuenta los siguientes factores:
Establecer la presión máxima de trabajo.
Los métodos de control a utilizar para
incluir el equipo necesario.
El entorno ecológico.
La composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos y volumen a manejar.
´
´
´
´
´
Líneas de matar
Otro de los componentes en el equipo superficial
son las líneas de matar. Estas conectan las bombas
del equipo con las salidas laterales del carrete de
control, para llevar a cabo las operaciones de control cuando no pueden efectuarse directamente por
la tubería de perforación (figura 12).
Figura 13 Estrangulador variable manual.
Los estranguladores variables pueden ser de dos
tipos: manual (figura 13) e hidráulico (figura 14). Este
último presenta mayores ventajas sobre el manual
ya que permite abrir o cerrar a una mayor velocidad lo que se convierte en una gran ventaja cuando se obstruye por pedacería de hule, formación
etcétera.
Válvula de seguridad de TP
Este accesorio del sistema superficial se debe disponer en diámetro y tipo de rosca igual a la tubería
de perforación y su ubicación debe ser de fácil acceso a la cuadrilla en el piso de perforación, para
que pueda colocarse rápidamente cuando se tiene
un brote por la tubería de perforación (figura 15).
V. SISTEMA DE CONTROL DEL CONJUNTO DE
PREVENTORES
Figura 12 Línea de Matar para 5, 10, 15 kpsi.
Estranguladores variables
Son accesorios diseñados para restringir el paso de los
fluidos en las operaciones de control. Con esto generan
una contrapresión en la tubería de revestimiento con el
fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente
mayor a la del yacimiento. Esto facilita la correcta aplicación de los métodos de control.
12
El sistema de control del conjunto de preventores permite aplicar la presión necesaria para operar todos
los preventores y válvulas hidráulicas instaladas. Los
elementos básicos de un sistema de control son
· Depósito almacenador de fluido y acumuladores.
· Fuente de energía Unidades de cierre (figura 16).
· Consola de control remoto (figura 17).
· Válvula de control para operar los preventores.
Todo equipo de perforación, terrestre o marino deberá estar equipado con el número de tableros de
Control de Brotes
barse nuevamente, además tendrán que ser estrictamente efectuadas en los pozos exploratorios.
VI. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE
Los procedimientos de cierre varían para cada caso
en particular. Mucho dependen de la operación y el
equipo que se tenga disponible en el momento de
tomar la decisión de cierre del pozo. A continuación, se realizará una breve descripción de las técnicas que se aplican para las situaciones más comunes de un brote.
Figura 14 Estrangulador variable hidráulico.
1. CUERPO
2. ASIENTO INFERIOR
3. ESFERA OBTURADORA
4. SELLO SUPERIOR
5. MANIVELA (ÁREA DE CIERRE)
6. COJINETE DE EMPUJE
7. ANILLO RETENEDOR INFERIOR
SECCIONADO
8. ANILLO RETENEDOR SUPERIOR
9.- ANILLO RETENEDOR
10. ANILLO RETENEDOR EN ESPIRAL
11.ANILLO (O) SUPERIOR
12. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR
13. ANILLO (O) INFERIOR
14. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR
15. SELLO EN (T) DE LA MANIVELA
16. RONDANA CORRUGADA
Figura 15 Válvula de seguridad de TP.
control remoto suficientes, y ubicados estratégicamente a donde el perforador pueda llegar con rapidez y operar el conjunto de preventores.
Al término de cada instalación del arreglo de
preventores, según la etapa que se perfora, deberán siempre efectuarse las pruebas de apertura y
cierre desde la unidad de cierre y posteriormente
de cada uno de los tableros de control remoto, para
verificar el funcionamiento integral del sistema. Estas pruebas por norma establecen 21 días para pro
Procedimiento de cierre al estar perforando
Una vez identificado el brote, lo más importante es
cerrar el pozo con el fin de reducir al mínimo la entrada de fluido invasor con sus posibles consecuencias; a continuación se explican los pasos para cerrar el pozo al estar perforando.
1. Parar la rotaria, levantar la flecha para que su
conexión inferior esté arriba de la mesa rotatoria.
2. Parar el bombeo de lodo.
3. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida.
4. Abrir la válvula de la línea de estrangulación.
5. Cerrar el preventor de arietes superior o el
preventor anular.
6. Cerrar el estrangulador.
7. Medir el incremento en el nivel de las presas.
8. Anotar las presiones de cierre de TP y TR durante cada minuto hasta la estabilización de la
presión y posteriormente cada cinco minutos sin
que se rebase la presión máxima permisible.
9. Observar que los preventores no tengan fugas.
10. Verificar la presión de los acumuladores.
A este procedimiento de cierre se le conoce como
Cierre suave y tiene dos ventajas: una es reducir
el golpe de ariete y la onda de presión sobre el pozo
y las conexiones superficiales. La segunda es permitir observar la presión del espacio anular y en caso
de ser necesario la desviación del flujo.
Otra variante de este método es conocida como
Cierre duro la cual tiene los siguientes pasos:
1. Parar la rotaria y levantar la flecha arriba de la
mesa rotatoria.
2. Parar las bombas de lodos
3. Abrir la válvula de la línea de estrangulación.
13
Control de Brotes
SECUENCIA
1. QUITE TAPONES (NÚMERO 37) DEL TANQUE
2. CIERRE VÁLVULAS NÚMEROS 19 Y 29
3. PONER ALTA PRESIÓN VÁLVULA NÚMERO 25
4. COLOCAR RAMLOK PREVENTOR CERRADO, VERIFIQUE VÁLVULA HIDRÁULICA
ABIERTA
5. ABRIR VÁLVULA NÚMERO 38 = 80 Kg/cm3
6. ABRIR VÁLVULA NÚMERO 40. VERIFIQUE CIERRE DEL PREVENTOR
Figura 16 Bomba para operar preventores.
. Manómetro de acumuladores
. Manómetro de presión de aire
. Operar preventor anular
. Operar preventor ciego
. Línea de matar
. Manómetro del Múltiple
. Manómetro preventor anualr
. Regulador de preventor anular
. Válvula de presión baja
. Válvula de seguridad
. Operar preventores arietes
Línea de estrangulador
. Gabinete
Figura 17 Tablero de control para operar preventores.
14
4. Cerrar el pozo con el preventor
de arietes superior o con el preventor
anular.
5. Colocar yugos o candados (preventor de arietes)
6. Medir el incremento de volumen
y de presión
7. Registrar presión en TP y TR.
La presión en la TP tendrá que ser
siempre menor a la de formación o a
la presión de la tubería de revestimiento ya que si ésta tiende a sobrepasar las presiones permisibles se
debe desviar el flujo al múltiple de estrangulación e iniciar el bombeo y el
control del pozo por alguno de los métodos que más adelante se explicarán. Si la presión excede lo permisible se puede fracturar la formación,
lo que puede producir un descontrol
subterráneo que llegue a alcanzar la
23(5$&,Ï1
&219(1&,21$/
23(5$&,Ï1
618%%,1*
Control de Brotes
superficie, la otra es dañar la TR o tener problemas
con el equipo superficial.
Procedimiento de cierre al viajar con TP
Cuando se detecta un brote, el procedimiento indica el cierre siguiente:
1. Suspender el viaje dejando una junta sobre la
mesa rotatoria.
2. Sentar la TP en sus cuñas.
3. Instalar la válvula de seguridad abierta.
4. Cerrar la válvula de seguridad.
5. Suspender la sarta en el elevador.
6. Abrir la válvula de la línea de estrangulación.
7. Cerrar la válvula del estrangulador cuidando no
rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular.
8. Anotar presiones de TP y TR.
9. Medir el incremento de volumen en las presas
de lodo.
10. Registrar las presiones cada minuto hasta
estabilizarse, y después cada cinco minutos.
11. Observar que los preventores no tengan fugas.
Procedimiento de cierre al sacar o meter herramienta (lastrabarrenas)
Los pasos que deberán seguirse son muy similares a los anteriores con la variante que al presentarse un brote al estar metiendo o sacando herramienta, se debe considerar la posibilidad de conectar y tratar de bajar una lingada de TP esto da
la posibilidad de operar los preventores de arietes con un factor adicional de seguridad. En caso
de tener una emergencia deberá de soltarse la herramienta dentro del pozo para después cerrarlo
con el preventor de arietes.
Procedimiento de cierre sin tubería dentro del pozo
1. Abrir la válvula de estrangulación.
2. Cerrar el preventor de arietes ciegos o de corte.
3. Colocar yugos o candados.
4. Cerrar la válvula del estrangulador cuidando
las presiones máximas.
5. Registrar las presiones cada minuto hasta
estabilizarse y después cada cinco minutos.
6. Observar que los preventores no tengan fugas.
VII. COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO INVASOR
Cuando se tiene un brote de un fluido, éste en términos prácticos no se comprime ni se expande, por
lo que al circularlo en el espacio anular la presión
no aumentará ya que el aumento dependerá de los
cambios en el estado mecánico del pozo o los diferentes ajustes del estrangulador.
Los brotes de agua salada traen incorporado gas
disuelto, razón por la que deben tratarse como un
brote gaseoso.
Características del fluido invasor (gas)
El gas como fluido compresible ocupará un determinado volumen que depende de la presión a la que
esté sometido. Si se le permite expandirse, ocupará
un volumen tan grande que desplazará grandes cantidades del fluido de perforación al exterior consu consecuente reducción de presión hidrostática, de ahí que
el comportamiento del gas natural se toma utilizando
la regla de proporción inversa. Si se duplica la presión se comprime a la mitad, si se reduce la presión
se expande al doble de su volumen.
El gas tiene la propiedad de migrar y refleja su presión en la superficie por la presión de cierre del
pozo. Se debe controlar mediante un desfogue (purga), para permitir la expansión del gas, cuando menos hasta que se tome la decisión de controlar el
pozo mediante alguno de los métodos que se describirán más adelante, de lo contrario se provocará
una falla en la formación expuesta o en las conexiones superficiales por una presión excesiva.
Ejemplo 2
Se requiere calcular el comportamiento del gas sin
expansión, con expansión descontrolada y con expansión controlada de acuerdo a los siguientes datos.
Profundidad:
Densidad:
Vol. de fluido invasor:
Presión de fondo:
Solución:
3048 m.
1.20 gr/cm3.
159 lt.
365.7 kg/cm2.
a) Sin expansión. Cuando la burbuja se va desplazando hacia la superficie incrementa la presión de
15
Control de Brotes
fondo, de tal forma que si ésta se encuentra a 2286
m. se tendría la presión de burbuja de 365.7 kg/cm2
más la presión hidrostática de la columna de lodo
correspondiente a la longitud a que se desplazó la
burbuja (3048 2286m), y que es de 91.4 kg/cm2 ,
dando como resultado 457.2 kg/cm2 de presión de
fondo, de esta forma se calcula hasta que la burbuja alcanza la superficie con una presión en el fondo
de 731.5 kg/cm2.
2
P = 365.7 kg /cm y V = 159 lt.
1
1
2
P = 2286* 1.20 /10 = 274.3 kg/cm .
2
V = P *V /P = 365.7 * 159 / 274.3 = 212 lt ó 1.3 bl
2
1
1
2
De esta manera obtenemos los resultados para cada
una de las profundidades, teniendo en cuenta que
en superficie se considera la presión atmosférica de
2
1.033 kg/cm .
En la figura 18 se ilustra este resultado:
Los resultados de los cálculos se muestran en la (figura 19).
0
91.4
182.8
274.32
365.7
kg/cm2
PRESION DE
SUPERFICIE
PRESION
DE FONDO
365.7
457.2
548.6
639.9
731.5 Kg/cm2
c) Con expansión controlada. Cuando
se tiene un brote y se controla la expansión del gas, debe procurarse que
se mantenga la presión de fondo igual
o ligeramente mayor a la presión de formación. Para esto se opera el estrangulador, para mantener una contrapresión además de la presión hidrostática
del fluido, para igualar a la presión de
formación y permitir la expansión del
gas. En la (figura 20) se muestran los
resultados.
VIII. MÉTODOS DE CONTROL DE UN
BROTE
GANANCIA
EN PRESAS
0 m3
0 m3
0 m3
0 m3
Figura 18 Migración de gas sin expansión.
b) Con expansión descontrolada. Para obtener los
cálculos utilizaremos la ley de Boyle o de proporción inversa.
P1 * V1 = P2 * V2
Donde P1 será la presión de formación y V1 el volumen original del gas.
P 2 y V2 es la presión y el volumen de una burbuja
a una profundidad dada.
Aplicando esta expresión para las siguientes profundidades: 2286, 1524, 762 m y en superficie tenemos:
16
0 m3
En el control de pozos el estudio de los
principios básicos proporciona los fundamentos, tanto para la solución de
problemas sencillos como complejos.
Para fines prácticos, téngase en mente el tubo U y
estudie las presiones del espacio anular en la tubería de perforación y la presión de fondo constante,
lo que sucede en un lado del tubo U, no tendrá
efecto sobre el otro lado y cada uno puede estudiarse por separado.
Suposiciones tales como, ausencia de lastrabarrenas,
pérdidas despreciables de presión por fricción en el
espacio anular, ninguna zona derrumbada, ni cambios
de área y ausencia de líneas de estrangulación, pueden estudiarse en forma independiente, porque el sistema seguirá equilibrado en todo tiempo. Cuando se
omite lo anterior, puede llegarse a especulaciones equivocadas sobre sus efectos y aún sobre la efectividad
del método de control elegido.
Control de Brotes
0
0
0
0
0
kg/cm2
PRESION DE
SUPERFICIE
PRESION
DE FONDO
365.7
≅
365.47
?
?
?
Kg/cm2
GANANCIA
EN PRESAS
159
212
318
636
56, 298
lt
La secuencia de eventos para el método del perforador son :
1. Cierre del pozo.
2. Abra el estrangulador y acelere la
bomba hasta que alcance la velocidad adecuada.
3. Ajuste el estrangulador hasta que
la presión anular sea igual a la presión
de cierre en la tubería de revestimiento PCTR, manteniendo constante el
gasto reducido de circulación.
4. Registre la presión en TP igual a
la inicial de circulación.
5. Manteniendo constante el bombeo,
abra o cierre el estrangulador para
mantener una presión constante en TP.
6. El lodo de control alcanza la barrena, el lodo de control retorna a superficie, pozo controlado.
Figura 19 Expansión de gas descontrolada
Descripción de los eventos
0
7
14
28
365.7
365.7
PRESION DE
SUPERFICIE
PRESION
DE FONDO
365.7
365.7
(Kg/cm 2)
GANANCIA
EN PRESAS
0
47.7
159
477
Figura 20 Expansión de gas controlada.
Método del perforador
Se basa en el principio básico de control. Requiere
de un ciclo completo para que los fluidos invasores
circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con
densidad original a un gasto y presión (figura 21) constante y un estrangulador ajustable.
En el espacio anular la presión
no varía significativamente, durante la etapa de desplazamiento
de la capacidad de la tubería de
perforación.
Sólo se observará una pequeña
disminución de presión al pasar el
fluido invasor por el espacio anular entre la herramienta y el agujero o tuberia de revestimiento, y al
espacio anular entre la TP y el agujero o la tubería de revestimiento.
Con respecto al volumen en presas y el gasto, se observará que al
365.76
circular el brote, ambos se incrementan (esto ocurre si el fluido invasor es agua salada). El incremento es similar a la expansión que su4293 LT
fre el gas en su viaje a la superficie.
Conforme la burbuja de gas se
acerca a la superficie, la presión en
el espacio anular se incrementa (si el fluido invasor es aceite o gas) esto generalmente se llega a interpretar erróneamente como una nueva
aportación hacia el pozo.
La decisión de abrir el estrangulador para abatir
esta presión complicará el problema, ya que
permitirá la introducción de otra burbuja. Debe
185 kg/cm2
17
Control de Brotes
PRESION PSI
35(6,21325 )5 ,&&,2 1
35(6,21(67$7,&$
35(6,21(67$7,&$ '()2 1'2
35 (6,21 325 )5,&& ,21
$18 /$5
Figura 21 Presión de bombeo (método perforador).
comprenderse que el incremento de la presión
en el espacio anular sirve para compensar la disminución de la presión hidrostática en el mismo, como resultado de una menor columna de
lodo de perforación.
Al momento de desalojar la burbuja de gas es
conveniente cerrar el estrangulador ligeramente ya que el gas sufre una expansión súbita, al no tener la carga
hidrostática de un fluido. Esto pro
vocaría una disminución en la presión de fondo que puede permitir
la entrada de una nueva burbuja.
Cuando el lodo de control alcanza
la superficie y las presiones en TP
y TR son iguales a cero el pozo
estará controlado, ya que la den
sidad original del lodo fue la suficiente para equilibrar la presión,
de lo contrario utilice el método
del ingeniero.
Método de densificar y esperar (del ingeniero)
Este método implica cerrar el pozo
mientras se espera la preparación de un
lodo con densidad adecuada para equilibrar la presión hidrostática con la presión de la formación. Sobre todo se recabarán los datos necesarios para efectuar el cálculo de control (figura 22).
PRESION PSI
Secuencia de control
1. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo de lodo con densidad
de control a un gasto reducido (Qr).
2. Ajustando el estrangulador, iguale la
presión en el espacio anular a la presión
de cierre de la tubería de revestimiento
(PCTR).
3. Mantenga la presión en el espacio
anular constante, con la ayuda del estrangulador, hasta que el lodo con densidad de control llegue a la barrena.
4. Cuando el lodo de control llegue a la
barrena, lea y registre la presión en la
tubería de perforación.
5. Mantenga constante el valor de presión en la tubería de perforación. Si la
presión se incrementa abra el estrangulador. Si disminuye, ciérrelo.
6. Continúe circulando, manteniendo la presión
en la tubería de perforación constante hasta
que el lodo con densidad de control alcance
la superficie.
7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.
8. Lea y registre las presiones en las tuberías de
perforación y de revestimiento.
35(6,21(67$7,&$(173
35(6,21325)5,&&,21
35(6,21'(% 20% (2(173
35(6,21325)5,&&,21
TIEMPO
Figura 22 Presión de bombeo método del ingeniero.
18
Control de Brotes
9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo está
controlado. En caso contrario, la densidad del
lodo bombeado no fue la suficiente para igualar
la presión de formación, por lo tanto se deberá
repetir el procedimiento.
35(6,21325 )5 ,&&,2 1
mentan con la densidad del lodo). Cuando el lodo
salga de la barrena nuevamente se tendrá un incremento en la caída de presión que nuevamente
se incrementará hasta que el lodo alcance la superficie. Las pérdidas por fricción estarán presentes siempre durante el bombeo
Descripción de eventos
35(6,21(67$7,&$
35(6,21(67$7,&$ '()2 1'2
35 (6,21 325 )5,&& ,21
$18 /$5
35(6,21(67$7,&$(173
35(6,21325)5,&&,21
35(6,21'(% 20% (2(173
35(6,21325)5,&&,21
Una vez que el lodo esté preparado y se comience a bombear a un gasto reducido de circulación, la presión que se registre en la tubería de
perforación, será similar a la inicial de circulación sólo en el momento de igualar la del espacio anular con la presión de cierre en la TR.
Al bombear lodo con densidad de control a través de la tubería de perforación, la presión en
ésta disminuirá paulatinamente hasta un valor
denominado presión final de circulación. (Pfc)
Será cuando el lodo de control llegue a la barrena. Entonces, se observará que el abatimiento de presión en la tubería será similar al calculado en la cédula de bombeo.
Una vez que el lodo ha llegado a la barrena, la
Pfc deberá mantenerse constante hasta que el
lodo de control alcance la superficie. En ese
momento, la presión en el espacio anular deberá ser cero. Entonces se para el bombeo para
observar si no hay flujo.
Cuando se tiene la presencia del gas expandido
cerca de la superficie, la declinación en la presión de la tubería de revestimiento cesará y comenzará a incrementarse hasta alcanzar su máxima presión. Esto ocurre cuando la burbuja de
gas llega a la superficie. Durante el desalojo de
la burbuja se observa una disminución en la presión de la tubería de revestimiento originada
por la súbita expansión de ésta. Por ello se recomienda cerrar ligeramente el estrangulador.
A medida que se circula el lodo por el espacio
anular, la presión de TR disminuirá hasta llegar
a un valor cercano a cero momento en que el
lodo de control alcanzó la superficie con el estrangulador completamente abierto. Esta pequeña presión registrada en TR será igual a las pérdidas por fricción.
La pérdida inicial de fricción debida al gasto reducido, será igual a la presión reducida en el inicio
del desplazamiento. Este valor se mantendrá hasta que el lodo de control entre en la tubería de
perforación. Estas pérdidas irán aumentando lentamente conforme el lodo desciende por la TP
(cuando se tiene flujo turbulento las pérdidas au-
Método concurrente
Este método se inicia al circular el lodo con la densidad inicial. Se adiciona barita hasta que el lodo
alcanza su peso de control. Este método requiere
de circular varias veces el lodo hasta completar el
control del pozo.
Secuencia del control
1. Registre la presión de cierre en TP y TR.
2. Iniciar el control a una presión reducida (Pr) de
circulación constante, hasta totalizar las
emboladas necesarias para llenar el interior de
la tubería de perforación.
3. El operador del estrangulador debe controlar y
registrar las emboladas de la bomba y graficar
la densidad del lodo a medida que se va
densificando.
4. AL llegar a la barrena se tiene la Pfc, por lo que
se debe mantener la presión constante hasta que
el lodo densificado alcance la superficie.
Descripción de los eventos
Este método puede utilizarse inmediatamente al conocer las presiones de cierre y sobre todo es recomendable cuando se requiera una densidad de lodo
muy alta.
El número de circulaciones será función del aumento de la densidad del lodo, el volumen activo y las
condiciones del fluido en el sistema, así como la
capacidad de los accesorios y equipo de agitación
para preparar grandes volúmenes de lodo.
Ejemplo 3
Circular un brote por los métodos convencionales.
Datos:
Densidad de lodo: r = 1.20 gr/cm3
PCTR: 49 kg/cm2
PCTP: 37 kg/cm2
Ganancia en presas: 6.36 m3 (Vg)
Qr = 200 gpm
Pb = 21 kg/cm2
Profundidad: 3050 m (H)
19
Control de Brotes
Vdc = 192 * 43.61 = 8373.12 lt
PCTP=37kg/cm2
Como Vg < Vdc entonces
Lb = 6360 / 43.61 = 146 m
PCTR=49kg/cm2
3. Determinar la densidad del fluido
invasor.
5” 19.50 lb/ft
ID= 4.276”
rli = r (PCTR PCTP) *10 / Lb
=1.20 GR/CM3
rli = 1.2 ( 49 37 ) *10/146 =
rli = 0.38 gr/cm3
Ver Tabla 2
13 3/8” @ 1524 m
ID 12.437”
12 1/4” hole
192 m of 8” x 2.5” DC
40
Barriles
PVV = 3050 m
4. Cálculo de la densidad del lodo de
perforación requerida para controlar
la presión de fondo del pozo o de formación. Para tener un margen de seguridad se recomienda adicionar 0.03
gr/cm3 por cada 1000 m.
rc = (Pf *10)/H + 0.03(H/1000)
rc = (403 *10)/3050
+ 0.03(3050/1000)
rc = 1.41 gr/cm3
Figura 23 Geometría de pozo ejemplo 3.
)OXLGRLQYDVRU
Vemb = 10.08 lt/embolada
La geometría de pozo se presenta en la figura 23
Gas
Solución
1. Calcule la presión de formación.
Pf = PCTP + Phtp
Pf = 37 + 366 = 403 Kg/cm2
2. Calcule la altura de lodo contaminado en el espacio anular.
Cdc = (Db2 Ddc2)*0.5067
Ctp = (Db2 Dtp2) * 05067
Vdc = Ldc * Cdc
Si Vg < Vdc
Gas y/o aceite
0.3 – 0.85
Agua salada
0.85 – 1.10
Tabla 2 Tipos de fluidos.
5. Seleccione el método de control teniendo en
mente lo siguiente:
Método del perforador:
Entonces Lb = Vg / Cdc
De lo contrario:
Lb = Ldc + (Vg Vdc) / Ctp
Realizando los cálculos se tiene:
Método del ingeniero:
Cdc = (12.252 82) * 0.5067 = 43.61 lt/m
Ctp = (12.252 52) * 0.5067 = 63.37 lt/m
20
5DQJRGHQVLGDG
JUFP
0 – 0.3
Desplace el fluido invasor a superficie con un
manejo adecuado de presiones en TP y TR
Aumente la densidad de lodo al valor requerido.
Desplace el lodo original por lodo de control
Aumente la densidad del lodo de control al valor de control.
Control de Brotes
Desplace el lodo contaminado por el lodo de
control.
Para este ejemplo seleccionaremos el método del
ingeniero.
6. Calcule las caídas de presión del sistema mediante
la tabla 1 o de acuerdo a la siguiente fórmula.
DPsist = f * Pb
2
2
Ceadc= 0.5067 x (12.5 - 8 ) = 46.74 lt / m
V = 9.26 * 2858 + 65.7 x1524 + 63.37 x 1334 +
3.17 x 192 +46.74 x 192 =
V = 223,758 lt
10. Calcule el número de emboladas para llenar
la TP hasta la barrena y el tiempo requerido
para ello.
Ne = V / Vemb
Ne = 223,758 / 10.8 = 20,718 emb.
Donde:
tiempo = Nec / epm
f = 0.27547 cuando se toma 1/2Qo
f = 0.129584 cuando se toma 1/3Qo
f = 0.4704 cuando se toma 2/3Qo
tiempo = 20,718 / 70 = 295 min
11. Calcule la presión final de bombeo
DPsist = 0.129584 * 21 = 2.72 kg/cm2
Pfb = Pb x r /r
Pfb = 21* 1.41 / 1.20 = 24.7 kg/cm2
O bién:
12. Cálculo de la cédula de bombeo
DPsist = 10%(21) = 2.1 kg/cm
2
Obsérvese que los resultados son muy similares entre ambos cálculos.
7. Calcule la presión inicial de circulación.
Con el volumen de la tubería de perforación, se procede a determinar el número de emboladas para desplazar el lodo de control hasta la barrena, para este
ejemplo tenemos un resultado de 2500 emboladas (tabla 3). Este número debe dividirse entre un número
que defina el número de intervalos deseados.
Pic = DPsist + PCTP
Pic = 2.7 + 37 = 40 kg/cm2
No. emb = 2500 / 10 = 250
8. Diámetro de estrangulador
DP = (Pic Pfb ) / 10
DP = (40 24.7 ) / 10 = 1.53
2
fe = 3.18 * (rc * Qr / Dpest)1/4
2
fe = 3.18 * (1.41 * 200 /42)
1/4
N o. A cu m . E m b.
fe = 19 = (19/64)
La caída de presión se estima considerando una presión ligeramente mayor a la de circulación.
9. Calcule el volumen para llenar el pozo con lodo
de control.
Capacidad = 0.5067 * fint2
Ctp = 0.5067 * 4.2762 = 9.26 lt/m
2
Ctr = 0.5067 * (12.4372 - 5 ) = 65.7 lt / m
2
P b K g /c m 2
0
40
250
3 8 .5
500
3 6 .9
750
3 5 .4
1000
3 3 .9
1250
3 2 .4
1500
3 0 .8 2
1750
2 9 .2 9
2000
2 7 .7 6
2250
2 6 .2 3
2500
2 4 .7
2
Cag = 0.5067 * (12.25 - 5 ) = 63.37 lt / m
Cdc = 0.5067 * 2.5 = 3.17 lt / m
2
Tabla 3 Cédula de bombeo.
(1) Traducción parcial de Wild Well Control, snubbing guidelines, By I. William Abel, P.E.
21
Control de Brotes
El control del pozo se logra mediante los preventores de reventones, y
mediante el empleo de operaciones
de desfogue o bombeo, para mantener las presiones del pozo en niveles aceptables.
&pGXODGH3UHVLyQHQ73
60
3UHVLRQNJFP
50
A continuación, se detallan los procedimientos para minimizar las presiones de los pozos durante una operación con snubbing con la tubería fuera del pozo y cuando se está viajando
con tubería. También se analizan las
operaciones para controlar los pozos
que emplean estas unidades.
40
30
Volumen de la TP
20
10
Usos del equipo snubbing
0
0
500
1000
1500
2000
(PERODGDVDFXPXODGDV
Figura 24 Presión en TP.
IX. CONTROL DE POZOS EMPLEANDO EL EQUIPO
SNUBBING(1)
Para el control de pozos con equipo snubbing se
presentan algunas técnicas que pueden utilizarse
para mantener las presiones de los pozos dentro de
niveles seguros durante las operaciones con
snubbing, cuando la tubería esté fuera del pozo o
mientras se está viajando.
Utilizar equipos y procedimientos correctos en el
control de pozos es ciertamente un factor importante mientras se realicen operaciones con
snubbing. Por definición, los pozos en donde se
realizan operaciones con snubbing tienen presión
en superficie y capacidad de fluir. En ocasiones
las dificultades en el control de pozos son la causa
de las operaciones con snubbing. El mantener control del pozo significa que las presiones, en todas
las profundidades, se mantienen por debajo de la
capacidad del equipo utilizado. Dependiendo de las
condiciones del pozo, las presiones excesivas dan
como resultado fallas en el equipo superficial, fallas en la tubería o fracturas de cualquier formación
expuesta.
En la perforación normal, el control
primario del pozo se logra mediante el
fluido del pozo que proporciona presión hidrostática para prevenir que el
pozo fluya. Los preventores de reventones se instalan
como elementos de respaldo. Cuando se realizan las
operaciones con snubbing se emplea una combinación de presión superficial más la presión hidrostática
para controlar el pozo. Los preventores se consideran
parte integral del método primario de control de pozos y comúnmente se les emplea en ello.
2500
3000
Para prevenir la entrada del fluido de formación en
operaciones normales, tenemos la siguiente ecuación:
Pformación £ prof x densidad del lodo/10
Control Convencional
Pf
Control Snubbing
Pf
Figura 25 Comparativo de control de pozos.
22
PCTR
Control de Brotes
Cuando se realizan las operaciones con snubbing,
(figura 25) esto se convierte en:
constante, el brote probablemente ha sido contenido y el fluido de entrada está aún en el fondo.
Pformación £ prof x densidad del lodo/10 +Ps
Si la presión de superficie no es constante, se requiere establecer el control del pozo para evitar la
migración de gas o el flujo subterráneo. El indicador en superficie de estos dos fenómenos es el incremento de la presión de superficie.
Los factores que previenen la entrada del fluido de
formación en las operaciones normales son presión de formación, profundidad de formación y la
densidad del fluido en el pozo. Un factor adicional
para el snubbing es la presión superficial.
Reventón subterráneo
r³ formacion x 10 ³ 5240 ³ 1.56 gr/cm3
Prof
3354
Si la entrada del fluido es lo suficientemente grande para fracturar la formación en la zapata, el flujo
subterráneo probablemente emigrará de una formación permeable en el fondo del pozo hacia las
fracturas cerca de la zapata. Los fluidos del pozo se
verán rápidamente desplazados hacia la formación,
y si el fluido es gas, éste llenará también la tubería
de revestimiento debido a la migración ascendente
de la corriente del flujo en la zapata, como se muestra claramente en la figura 27.
Si se requiere un fluido de control con base de aceite y densidad de 0.84 gr/cm3 para prevenir daños a
la formación, se debe mantener una presión en superficie para el control del pozo, y se calcula como
sigue:
El reventón subterráneo puede identificarse por las
presiones en superficie. Éstas exceden el máximo permitido para un corto periodo, seguido por una presión de superficie fluctuante o en aumento. Una vez
que la formación se ha fracturado en la zapata, la suma
Ejemplo 4
Un pozo vertical de 3,354 m tiene una presión de
fondo de 524 kg/cm2 El peso mínimo del lodo
requerido para mantener el control del pozo durante una operación convencional de reparaciones, se
calcula al reajustar la:
Ps ³ Pf - (Prof x densidad /10)
2
Ps ³ 524 - (3354 x 0.84 / 10) ³ 242 Kg/cm
Con tubería fuera del pozo
Como se mencionó previamente, las unidades
snubbing se emplean a menudo en pozos que experimentan problemas de control. En un pozo de
perforación donde se tiene un brote con la sarta
de tubería fuera del agujero, el control del pozo
tendrá que mantenerse durante el lapso en que la
unidad está siendo movilizada y se prepare para
la operación. Durante todo este tiempo el único
indicio de las condiciones del fondo del pozo es
la presión superficial. Si la presión superficial es
Profundidad (m)
En la figura 26 se muestra una curva de la presión en el pozo con profundidad para los casos
de snubbing y para las operaciones normales.
Note que la presión en todos los puntos por arriba de la profu n dida d tota l, en el ca so de
snubbing, es mayor que la presión en las operaciones normales.
23(5$&,Ï1
&219(1&,21$/
23(5$&,Ï1
618%%,1*
Presión kg/cm2
Figura 26 Comparativo de presiones
23
Control de Brotes
PCTR
Gas en superficie
Gas en lodo
DP = (Ltp x Destp) /
-6
(Fw x 2.8 + Fo x 5.0 + Fs x 0.2) x 10 x
Vol p
Donde:
DP = Cambio en presión, psi.
Fw = Fracción del volumen de agua.
Flujo de Gas
Fo = Fracción del volumen de aceite
Fs = Fracción del volumen de sólidos
Flujo de Gas
Figura 27 Reventón subterráneo.
de la presión superficial y la columna hidrostática reflejan la presión de la fractura y no la presión de fondo del pozo.
Ltp = Longitud de la tubería introducida al
pozo, en pies.
Destp = Desplazamiento efectivo de la tubería de trabajo, bbl/pie.
Volp = volumen del pozo, bbl.
Si el equipo superficial no está programado para
las presiones que ocurrirán cuando la columna completa de lodo sea desplazada por el gas. Será necesario limitar las presiones superficiales al bombear
lodo o agua dentro del pozo, a un gasto que exceda la velocidad creciente de la burbuja.
Si ocurre un reventón subterráneo en la zapata de
revestimiento, los fluidos de control del pozo se verán rápidamente desplazados por el gas y la tubería
de revestimiento también se llenará de gas.
Mantener el control en viajes
Un pozo de 2,440 m tiene una tubería de revestimiento de 7, 29 lb/pie Di = 6.184 colocada a 1,830
m y agujero de 6 a la profundidad total. La prueba
de goteo en la zapata de revestimiento indicó una
densidad equivalente de lodo de 1.86 gr/cm3. Si el
pozo tiene lodo base aceite de 1.08 gr/cm3 (70% de
aceite, 20% de agua y 10% de sólidos) y tiene una
presión superficial de 53 kg/cm², ¿qué tanta tubería
de 2 3/8 puede introducirse en el pozo sin realizar
el desfogue antes de que la formación se fracture?
Para mantener una presión de fondo constante
mientras la tubería se mete o se saca del pozo, se
requerirá desfogar volúmenes de fluido del pozo o
agregar volúmenes al mismo.
Si la tubería se mete en un pozo que no contenga
gas, se producirá un efecto de compresibilidad limitada de los fluidos del pozo, dando lugar a que la
presión superficial aumente rápidamente si no se
extrae suficiente volumen de fluido del pozo. Este
aumento en la presión superficial dará como resultado un aumento igual en presión a través de todo
el pozo y puede dar como resultado una fractura de
formación o una falla en la tubería de revestimiento. Si no se bombea suficiente fluido al pozo a
medida que la tubería se saca, la presión superficial
se reducirá y las formaciones permeables expuestas pueden aportar fluidos al pozo.
El aumento de presión originada por el snubbing
con fluidos del pozo libres de gas, puede calcularse
de acuerdo a la fórmula siguiente:
24
Ejemplo 5
La máxima presión de superficie permitida antes
de la fractura de formación, es de:
Ps = (1.86 - 1.08) x 1,830 / 10= 143 kg/cm2.
El incremento permitido de presión antes de la fractura de formación es de:
DP= 143-53=90 kg/cm2
El volumen del pozo es de:
Volp=1,830 x 6.1842 x 0.5067 + 610x62 x 0.5067
Control de Brotes
Volp = 46,587 lt
El desplazamiento de la tubería de trabajo (ignorando las juntas de la herramientas) es de:
Desptp=0.5067 x 2.3752 = 2.86 lt/m
Sustituyendo en la ecuación, tenemos que:
1,278 =
L x 0.0055
(0.7 x 2.8 + 0.2 x 5.0 + 0.1 x 0.2) x
-6
10 x 293
Despejando L = 277.8 pies
L = 85 m.
Perforando pozos
Cuando se requiere un snubbing en un pozo de
perforación, generalmente hay una combinación de
lodo y gas en el pozo. Si el gas está en el fondo, los
cambios de tubería se manejan sacando un volumen de lodo, igual al desplazamiento de la tubería.
Si se hace esto, las presiones hidrostática y superficial no sufrirán cambios y la presión de fondo permanecerá constante.
A medida que la tubería de trabajo se introduce al
fluido invasor, la altura del fluido aumenta, reduciendo el total de la presión hidrostática y dando como
resultado una mayor presión superficial para dar una
presión de fondo. Si los volúmenes que se extraen
del pozo se basan en el desplazamiento de la tubería, entonces la presión superficial aumentará y la
presión de fondo permanecerá constante. Si se hace
un intento de mantener constante la presión superficial, la presión de fondo se verá reducida y ocurrirá una entrada de fluido.
Si el gas está en la superficie, generalmente no será
posible determinar el volumen que ha sido extraído
del pozo, por lo que será necesario calcular la altura
del gas en el pozo y extraer sólo el gas suficiente para
mantener constante la presión superficial mientras se
trabaja con snubbing dentro de la columna de gas.
Esto aumenta la presión de fondo del agujero. La
reducción requerida en la presión superficial puede
calcularse utilizando la siguiente fórmula:
DSICP =
DL x Destp x 0.052 x r
CAPan
Donde:
DSICP = Reducción requerida en la presión superficial, psi.
DL= Tubería de trabajo por debajo de la interface
del gas/lodo, en pies.
Destp = Desplazamiento efectivo de la tubería de
trabajo, bbl/ft.
CAPan = Capacidad del espacio anular entre la TP
y el pozo, (bbl/ft).
Si se reduce la presión de superficie antes de que
la tubería de trabajo entre a la columna de lodo, se
reducirá la presión del agujero. Por lo tanto, se recomienda que el gas sea circulado del agujero cuando la tubería de trabajo entre a la columna de lodo.
Pozos en producción
Frecuentemente, el snubbing se utiliza en pozos de
producción para evitar los daños a la formación
asociados con el control del pozo. Los aspectos de
control de pozos de tales trabajos son similares a
los considerados para los pozos de perforación,
aunque generalmente existe menos posibilidad de
una fractura de formación o de fallas en la tubería.
Otra consideración es que debe evitarse un
sobrebalance excesivo, ya que fuerza los fluidos
del pozo dentro de los disparos de producción. Este
problema será más grave en pozos que tengan un
volumen considerable de agua.
Control de pozos con unidades snubbing
Frecuentemente, el objeto de instalar una unidad de
snubbing es el de controlar un pozo. El pozo se cerrará. Pero en ocasiones el equipo de superficie o del
fondo del pozo es inadecuado para mantener las presiones de cierre y el pozo fluirá para desahogar las
presiones. Otra posibilidad es que puede haber ocurrido una fractura de la formación del fondo del pozo
y el pozo esté fluyendo de manera subterránea.
Cierre del pozo
Una vez que la tubería ha sido introducida hasta el
fondo, pueden implementarse el Método del Perforador o el Método de Esperar y Pesar (Método del
Ingeniero). Los siguientes factores pueden complicar el control de un pozo:
25
Control de Brotes
Puede ser que no esté disponible la presión de
cierre de la tubería de perforación. Se instalan
dos válvulas de seguridad en la tubería de trabajo para prevenir un contraflujo. La presión
de cierre de la tubería de perforación puede calcularse al bombear lentamente por la tubería y
anotando la presión a las cuales las válvulas de
seguridad dan una respuesta. Esta presión se
hace evidente por una anomalía en una gráfica
de presiones contra el volumen bombeado.
Las presiones a bajos gastos de circulación no
están disponibles. La tubería de trabajo del
snubbing, generalmente es pequeña y por lo
tanto, las presiones de fricción por circulación
son más altas para los gastos de bombeo. De
hecho, los gastos del lodo de control son generalmente más pequeños que los usados en un
control convencional.
Las unidades de snubbing son requeridas en pozos de perforación cuando ha entrado un gran
brote. Debe tenerse mucho cuidado entonces de
no inducir un colapso de la formación mientras
se está removiendo el fluido invasor del pozo. Las
presiones aplicadas pueden reducirse :
a) Matando el pozo con la densidad del lodo
que exactamente equilibre la presión de formación en el fondo del mismo.
b) Removiendo el fluido con varias circulaciones al meter lentamente la tubería dentro del
gas mientras continúa la circulación.
Pozo fluyendo
Si el pozo está fluyendo, ya sea en la superficie o
en una formación, se requerirá un control dinámico, utilizando una combinación de presión
hidrostática y una contrapresión friccional para
matar al pozo. En ocasiones un control dinámico
puede realizarse con la tubería fuera del fondo, pero
esta operación por lo general, tiene un porcentaje
de éxito si la tubería de trabajo puede correrse hacia el fondo, adyacente a la formación que fluye.
En la figura 28 se muestra un equipo snubbing para
manejar altas presiones.
X. PROBLEMAS COMUNES EN CONTROL DE BROTES
Estrangulador erosionado o tapado
Cuando se tiene una erosión en el estrangulador se
detecta fácilmente, dado que al cerrar éste un poco
26
Figura 28 Equipo Snubbing para perforación
y terminación.
no se tiene variación en el registro de presiones.
Por otro lado un estrangulador semitapado genera
ruidos en las líneas y vibraciones en el manifold de
estrangulación.
Presiones excesivas en tuberías de revestimiento
Los problemas de presiones excesivas en las tuberías de revestimiento se presentan en las dos situaciones siguientes:
1. Cuando en el control del pozo la burbuja del
fluido invasor llega a la superficie y la presión
que se registra en el espacio anular es muy
cercana a la presión interna de la tubería de
revestimiento.
2. Al cerrar el pozo, la presión de cierre de la tubería de revestimiento es igual o cercana a la máxima presión permisible en el espacio anular para
las conexiones superficiales de control o la tubería de revestimiento.
Control de Brotes
Los problemas de este tipo tienen como solución la
operación del estrangulador para un manejo adecuado de presiones, sin embargo, siempre debe considerarse un factor de seguridad para las tuberías.
Problemas de gas somero
En ocasiones, no es recomendable cerrar el pozo,
sino solamente tomar las medidas adecuadas para
depresionar la formación mediante el desvío del flujo
a la presa de quema. Con esto se evita una posible
ruptura de tubería de revestimiento o de formaciones superficiales
Cuando la tubería no se encuentra en el fondo del
pozo
Si la tubería no se encuentra en el fondo del pozo
cuando ocurre un brote, es posible efectuar el control con los métodos convencionales, dependiendo
de la posición del fluido invasor, la longitud de tubería dentro del pozo y la presión registrada en la
tubería de perforación. Cuando el brote se encuentra bajo la barrena se observarán ligeras diferencias
en las presiones de cierre.
Para lograr el control del pozo podemos considerar
dos casos:
1. Es posible incrementar la densidad del fluido de
control del pozo.
Determine la densidad de control a la profundidad de la barrena.
Calcule la densidad equivalente de circulación.
Si la densidad equivalente de circulación es menor que la densidad máxima permisible, circule el
brote por los métodos convencionales.
Introducir la barrena repitiendo, los pasos anteriores en el menor número de etapas posibles,
hasta que la barrena llegue al fondo.
2. El pozo no permite incrementar la densidad del
lodo.
En este caso es difícil o prácticamente imposible realizar el control por los métodos convencionales. Aquí
la tubería tiene que introducirse en las dos formas
siguientes:
1. Introducir la TP a presión con el preventor cerrado (stripping).
2. Introducir la TP a presión usando equipo especial (snubbing).
Pozo sin tubería
De inmediato cuando se tiene un brote en estas circunstancias, deben cerrarse los preventores con la
apertura necesaria del estrangulador que desfogue
presión para evitar daños a la formación o a la tubería de revestimiento, para posteriormente regresar fluidos a la formación e introducir la tubería a
presión a través de los preventores.
Presiones excesivas en la tubería de perforación
Normalmente la presión superficial en TR es mayor
que la registrada en la tubería de perforación. Sin
embargo, se pueden tener grandes cantidades de
fluido invasor fluyendo por la TP antes de cerrar el
pozo. Para proteger la manguera y la unión giratoria (swivel) que son las partes más débiles, se deben de realizar las siguientes acciones.
1.
2.
3.
4.
Cerrar la válvula de seguridad
Desconectar la flecha
Instalar una línea de alta presión
Bombear lodo de control al pozo
Pérdida de circulación asociada a un brote
La pérdida de circulación es uno de los problemas más serios que puede ocurrir durante el control de un brote, debido a la incertidumbre que se
tiene en las presiones de cierre. Para el caso de
pérdida parcial se puede emplear la preparación
del lodo con volúmenes de obturante. En pérdida
de circulación total y cuando se tenga gas, la solución es colocar tapones de barita en la zona de
pérdida en unos 100 m de agujero. Para flujos de
agua se recomienda colocar un tapón de diesel,
bentonita y cemento.
XI. SIMULADOR DE BROTES
En la perforación de pozos petroleros, uno de los
problemas más serios, es el descontrol de pozos
durante las operaciones de perforación, terminación y el mantenimiento de los pozos. Estos mismos descontroles dañan al personal, equipo, yacimiento y al entorno ecológico, dando una imagen negativa de la empresa.
Para enfrentar estos graves problemas la tecnología ha desarrollado simuladores físicos (equipo y
software) y matemáticos (programas) que permiten
entrenar y examinar el grado de conocimientos que
sobre el control de pozos tiene el personal, en condiciones totalmente seguras.
27
Control de Brotes
Dentro de los simuladores físicos se consideran los
de escala real. Consisten de consolas que operan y
simulan todas las condiciones de los equipos de
perforación en tamaño similar al real, los principales componentes que en general tienen estos sistemas ofertados en el mercado son:
Consola del instructor
Consola del perforador
Consola para operar las llaves de apriete
Sistema de control del lodo
Consola de operación remoto del estrangulador
Consola para operar preventores terrestres
Consola de preventores submarinos
Consola del maniful del standpipe
En general el software que proveen los simuladores
permiten realizar cálculos con los más modernos
métodos y procedimientos de control de pozos. A
continuación, se presenta una relación de
parámetros que pueden manejar los equipos que
generalmente son ofertados en el mercado para el
control de pozos.
Procedimientos de cierre
Operación de preventores y estrangulador
Operación del sistema de lodos
Volumen en presas
Prueba de leak-off
Pérdidas de circulación
Brotes instantáneo, de aceite, gas y agua
Prueba de conexiones superficiales
Brotes durante viajes (introducción y extracción
de tuberías)
Brotes con la tubería fuera
Ambientes de control terrestre y marino
Efectos de la migración del gas
Modelos de presión
Estranguladores automáticos
Predicción de presiones anormales.
res y las presiones generadas por los diferentes métodos de control, facilitando con esto el control de
un pozo.
XII. Reventón en el sur de Louisina, E.U.A.
(2)
A menudo los reventones originan daños severos a las tuberías de revestimiento y al equipo
supeficial. El problema es tan severo que la confianza sobre la integridad tubular, sólo origina más
pérdida de control. En algunos casos, el equipo
dañado puede parecer estar en buenas condiciones, aunque resulte inadecuado cuando se le necesite. Bajo estas circunstancias, la dinámica del
fuido ha probado ser un elemento invaluable para
recuperar el control del pozo.
En muchas ocasiones, el control de un pozo se relega al reino de la mística. Podemos mandar personas a la luna, pero la única solución para un reventón se considera palabras mayores. De acuerdo
con muchas personas, el control de pozos y los reventones están exentos de obedecer las leyes de la
ciencia. La experiencia nos ha mostrado que los reventones son problemas de ingeniería, sujetos a las
mismas leyes físicas de todos los problemas de ingeniería, y que se puede ganar más al trabajar dentro de los límites de estas leyes que al confiar en el
miedo a la superstición.
Adicionalmente pueden simular las condiciones de
falla de los equipos y algunos problemas durante la
perforación como lo son las pegaduras de tuberías,
geología, de fluidos etcétera.
Un buen ejemplo de control de un pozo utilizando
métodos de ingeniería, se vio recientemiente en un
reventón ocurrido en el sur de Louisiana. Este pozo
fue terminado en la formación Frío, con disparos en
el intervarlo 14,586´- 14,628´. En el momento del reventón se cerró el pozo, registrando una presión en la
tubería de producción de 9,700 lb/pg2, con una presión de fondo cerrado de aproximadamente 12,000
lb/pg2. Se muestra un esquema de esto en la figura
29. La capacidad inicial de producción del pozo del
sur de Louisiana fue mayor de 50 millones de pies
cúbicos de gas, más 5,000 barriles de condensado por
día. Tres semanas después de la terminación, se presentó una fuga en la tubería de producción y se registraron 5,400 lb/pg2 en la tubería de revestimiento de 7
5/8, se descargó la presión de 5,400 lb/pg2 a 1000 lb/
2
pg con gas en superficie.
Los simuladores matemáticos son programas de
cómputo que se instalan en computadoras personales y en segundos mediante millones de cálculos
simulan el comportamiento de los fluidos invaso-
En un intento por reducir la presión de la tubería de
revestimiento, el pozo estuvo produciedo durante
seis horas y después fue cerrado. Al siguiente día,
la presión en la tubería de revestimiento de 7 5/8
(2)
Roberto D. Grace y Bob Cudd. Traducción parcial: M.I. Filemón Ríos Chávez
28
Control de Brotes
vencionales y de rutina para el control de pozos, sin tener éxito alguno. De hecho, debido
a la falta de integridad de los arietes dentro de
los preventores del arreglo del snubbing, las
condiciones del pozo se habían deteriorado.
Después de 6 semanas, la canasta del snubbing
se encontraba a 120 pies arriba del terreno. La
creciente preocupación fue que quizás no fuera posible el control superficial y que tendrían
que iniciarse las operaciones del pozo de alivio; o que quizás el gas surgiera a la superficie, originando una pérdida total de control superficial, además de los graves peligros en las
vidas, los recursos y el medio ambiente.
3UHVLyQHQ73
SVL
13 3/8” a 3,538’
(1, 078 m)
Tuberia de Producción
2 7/8” - 2 3/8”
9 5/8” a 11, 650’
(3, 551 m)
Boca LN a 12, 695’
Tubería de producción
2WURV
7 5/8” a 13, 000’
(3, 962 m)
Empacador a 14, 500’
(4, 420 m)
3HUIRUDQGR
Disparo 14, 586’ -14, 628’
( 4, 446 - 4, 459 m)
TRC 5” a 15, 000’
(4, 572 m)
Después de 6 semanas de llevar a cabo métodos convencionales de control, se decidió controlar el pozo con la dinámica del fluido. El uso
de la dinámica del fluido en el control de pozos es tan viejo como la industria misma. El
uso de la dinámica de fluidos de ingeniería,
sin embargo, fue primeramente reportado en
1977 y describe lo que hoy día se conoce como
el momentum para matar.
Figura 29
9LDMDQGR
se había reducido a 1700 lb/pg2. Se escuchó un ruido estrepitoso en el subsuelo. Después de un corto
periodo, la presión superficial en todas las sartas de
tubería era igual a 4,000 lb/pg2 y el pozo tenía un
reventón subterráneo.
S EO
SVL\ )
R
13 3/8” a 3,538’
(1, 078 m)
Se lograron ventas de emergencia y el pozo fue
estabilizado en 30 millones de pies cúbicos de gas,
más 3,600 barriles de condensado por día, a una
presión de flujo en la cabeza del pozo de 4,000 lb/
pg 2 y una temperatura superficial de 200º
Farenheit.
Las operaciones subsecuentes revelaron que la tubería de 2 7/8 se había roto a 164 pies debajo de la
superficie, y que las tuberías de revestimiento de 7
5/8 y 9 5/8 había fallado. De manera que la tubería
de revestimiento y la zapata de 13 3/8 a 3,538 pies
estuvieron expuestas a la presión total de la cabeza
del pozo.
La ubicación y naturaleza exacta de las fallas de la
tubería de revestimiento no se conocen. La condición del pozo se ilustra en la figura 30.
A esto siguieron 5 semanas de procedimientos con-
9 5/8” a 11, 650’
(3, 551 m)
Boca LN a 12, 695’
7 5/8” a 13, 000’
(3, 962 m)
Empacador a 14, 500’
(4, 420 m)
Disparo 14, 586’ -14, 628’
( 4, 446 - 4, 459 m)
TRC 5” a 15, 000’
(4, 572 m)
Figura 30
29
Control de Brotes
El concepto de matar mediante la dinámica del fluido utiliza el momentum del fluido de matar para sobrepasar el momentum de los fuidos del pozo y revertir el flujo. El momentum de los fuidos del pozo
se da en la ecuación siguiente:
Mg =
dsc Qsc Ui
Ui =
Gc
dsc Qsc Zi Ti R
S Ma Pi Ai
Donde:
Mg = Momentum
dsc = Densidad del gas en condiciones estándar
Qsc = Gasto del gas en condiciones estándar
Zi = Factor de compresibidad en el punto de interés
Ti = Temperatura en el punto de interés
Gc= Constante gravitacional
R = Constante de gas
S = Gravedad específica del gas
Ma = Peso molecular del aire
Pi = Presión en el punto de interés
Ai = Área en el punto de interés
Ui = Velocidad en el punto de interés
Las unidades están en cualquier sistema básico. Como
se muestra en la ecuación anterior, el momentum del
gas es una función de la velocidad de éste. El
momentum del fluido de matar se da en la ecuación
siguiente. Nuevamente las unidades deben ser sólo
consistentes y básicas. Obviamente, el momentum del
fluido de matar es una función tanto de la densidad
como de la velocidad. Como se podrá ver, la densidad
del fuido de matar es un factor importante para mantener muerto el pozo, una vez que el momentum del
fluido de matar ha sobrepasado el flujo del reventón.
Mg =
dQ
2
GcA
Donde:
d = Densidad del fluido
Q = Gasto
Gc = Constante gravitacional
A = Área en el punto de interés
Numerosos fluidos para matar están disponibles y
30
se han usado. Algunos de estos incluyen: lodos especialmente diseñados que pesan hasta 35 lb/gal y
agua con bromuro de zinc. El agua con bromuro de
zinc se seleccionó como fluido para matar este pozo.
Las propiedades del agua con bromuro de zinc se
dan en la tabla 4.
La mecánica necesaria para lograr la muerte por
momentum, incluyó un pescante con junta de circulación y tubería de 2 7/8 que aseguró el pescado
del mismo diámetro a 164 pies (figura 31). El pescante con junta de circulación permitió al pozo continuar fluyendo hacía la superficie. Una tubería para
matar de 1 ½ fue forzada a 1200 pies para poder
estar mas abajo de cualquier área problema.
El criterio inicial de diseño es el de tener suficiente tubería de matar dentro del tubing, para ir más
abajo de cualquier punto problema, pero no demasiado profundo, de modo que la fricción pueda restringir el gasto y el momentum del fluido
de matar.
Con el extremo de la tubería de matar a 1,200 pies,
el momentum de los fluidos del pozo se calculó en
51 lb.
Para propósitos de experimientación, se tomó la
decisión de proceder con el fluido de bromuro de
zinc de 19 lb/gal, agua salada de 9 lb/gal y un gasto de 12 barriles por minuto a una presión de
12,000 lb/pg 2. Se calculó que el momentum de
este fluido era de 82.5 lb. Como se pronosticó,
algo del fluido penetró en el agujero; sin embargo, la flama se mantenía. La capacidad de la tubería de producción era de 90 barriles.
Después de bombear 98 barriles de agua salada de
9 lb/gal, se bombeó lodo de emulsión inversa de 18
lb/gal con un momentum de 0.9 lb. Como se pronosticó, se observó una corriente de agua salada
de 9.0 lb/gal en la línea de flujo, seguido por el lodo
de emulsión inversa y gas limpio.
Es interesante hacer notar que aunque el
momentum de la salmuera de 9.0 lb/gal hacia que
dicha salmuera penetrara al pozo, la densidad no
era suficiente para mantener el control, se bombeó el fluido con bromuro de zinc de 19 lb/gal dentro del pozo a 8 barriles por minuto de 13,000 lb/
pg2. El momentum del fluido con bromuro de zinc
fue calculado en 77.0 lb. La flama se debilitó inmediatamente y el pozo quedó controlado después de haberse bombeado 125 barriles de fluido
Control de Brotes
'HQVLGDG
S+
VDO
9LVFRVLGDGSOiVWLFD
3XQWRFHGHQWH
Lecturas del Medidor Fann
RPM
OEJDO
FS
OESLHV
LECTURAS
Tabla 4 Propiedades del fluido bromuro de zinc para matar
En conclusión, los procedimientos
de control de pozos pueden y deben
ser diseñados y la dinámica de los
fluidos empleados han probado ser
una solución confiable del diseño.
6DUWDSDUDPDWDU´
13 3/8” a 3,538’
(1, 078 m)
9 5/8” a 11, 650’
(3, 551 m)
Las ventajas de la dinámica de los
fluidos empleados aquí son
1. Pronosticables
2. La presión sólo se ejerce en las
tuberías de control debido a la fricción.
3. No hay consecuencias adversas
Preguntas y respuestas
Boca LN a 12, 695’
Tubería de producción
7 5/8” a 13, 000’
(3, 962 m)
Empacador a 14, 500’
(4, 420 m)
Disparo 14, 586’ -14, 628’
( 4, 446 - 4, 459 m)
TRC 5” a 15, 000’
(4, 572 m)
Figura 31
con bromuro de zinc. Se midió el nivel del fluido
dentro de la tubería a 2,480 pies. La presión de
cierre en la tubería de revestimiento de 7 5/8 fue
de 800 lb/pg 2, como consuecuencia de la recarga
de las zonas poco profundas. El pozo se abrió a la
atmósfera y el gas de las zonas recargadas poco
profundas se quemó por más de una semana.
1. En la perforación de pozos petroleros, ¿cuáles son los factores críticos que ocasionan un brote?
Respuesta:
× No reestablecer el volumen de acero con fluido de perforación durante
viajes de tubería.
× Pérdidas de circulación severas
× Permitir que la densidad del fluido
de perforación disminuya debido a
la contaminación por fluidos de la
formación
2.- ¿ Qué acciones debe tomar la cuadrilla ante la
presencia de un brote?
Respuesta:
× Cerrar el pozo
× Registrar las presiones
× Aplicar el método de control adecuado
31
Control de Brotes
3. Mencione los principales indicadores que anticipan un brote.
Respuesta
× Incremento del volumen en las presas
× Incremento de la velocidad de perforación
× Incremento de la velocidad de bombeo
× Disminución de la presión de bombeo
4. ¿Qué consideraciones se deben tomar para evitar una comunicacion del pozo a la superficie por
fuera de las tuberías de revestimiento?
Respuesta
Evitar un mal manejo de las presiones que puedan ocasionar una fractura de las formaciones debajo de la zapata, al desplazar la burbuja de gas a
al superficie.
5. ¿En qué casos se utiliza el equipo snubbing?
Respuesta
Para meter o sacar tubería con presiones en la cabeza del pozo, facilitando su control. En México también se emplea para realizar reparaciones a pozos.
Glosario
Densidad del lodo gr/cm3
Densidad de control gr/cm3
Tubería de perforación debajo de interfase
gas/lodo pies
DP
Caída de presión
Dpsist Caída de presión del sistema Kg/cm2
DSICP Reducción requerida de presión superficial
psi.
Cdc
Capacidad anular de los lastrabarrenas lt/m.
2
D
pest caída de presión estimada Kg/cm
Cag
Capacidad de agujero en lt/m.
Ctp
Capacidad anular de tp en lt/m.
Ctr
Capacidad anular de tr en lt/m.
Db
Diámetro de barrena pg.
rfi
Densidad del fluido invasor gr/cm3
fint
Diámetro interior en pg.
Cadc Capacidad en espacio anular entre agujero
y lastrabarrenas lt/m
Dtp
Diámetro de tp en pg..
f
Factor
Fo
Fracción de volumen de aceite
Fw
Fracción de volumen de agua
r
rc
Dl
32
L
Lb
Ldc
Ltp
Ne
PCTP
PCTR
Pf
Pfb
Pfc
Pg
Ph
Pic
Pr
Psmax
Qo
Qr
TP
TR
V
Vdc
Vg
Volp
fe
Ddc
DesTP
epm
Fs
Gf
H
CAPan
Longitud (m)
Longitud de burbuja m.
Longitud de los lastrabarrenas (m)
longitud de TP en pies
Número de emboladas
Presión de cierre en TP kg/cm2
Presión de cierre en TR kg/cm2
Presión de formación kg/cm2
Presión final de bombeo kg/cm2
Presión final de circulación kg/cm2
Presión del gas kg/cm2
Presión hidrostática kg/cm2
Presión inicial de circulación kg/cm2
Presión reducida de circulación
Presión superficial máxima kg/cm2
Gasto antes del brote gal/min
Gasto reducido gal/min
Tubería de perforación
Tubería de revestimiento
Volumen en litros
Volumen anular de lastrabarrenas lts.
Volumen ganado lts
Volumen del pozo bl
Diámetro estrangulador pg
Diámetro de lastrabarrenas pg
Desplazamiento efectivo de TP
Número de emboladas por minuto
Fracción de volumen de sólidos
Gradiente de fractura
Profundidad m
Capacidad del espacio anular entre TP y el
pozo bbl / ft
2
Pb
Presión de bombeo kg /cm
2
Ph tp
Presión hidrostática en tp kg / cm
2
Phea Presión hidrostática en espacio anular kg / cm
2
Ps
Presión en superficie kg / cm
Hvv
Profundidad vertical verdadera m.
Vepm Volumen de emboladas por minuto lt
Vemb Volumen por embolada lt
ppm Partes por millón
Vfi
Volumen fluido invasor
2
PF
Presión de fondo kg / cm
2
Pea
Presión en espacio anular kg / cm
CeaTP Capacidad espacio anular entre agujero y
TP lt / m
P
Presión en TP
TP
Control de Brotes
Bibliografía
Programa de capacitación WellCap
Petróleos Mexicanos PEP - UPMP
Certificado por IADC
Firefighting and Blowout Control
L. William Abel, Joe R. Bowden, Sr.
Patrrik J. Campbell
1994, Wild Well Control, Inc.
Procedimiento Detallado para el Control de Brotes
M. en I. Pedro J. Caudillo Márquez
Revista Ingeniería Petrolera
Snubbing Guidelines
I. William Abel, P. E.
Wild Well Control Inc.
Aplied Drilling Engineering
Adam T. Bourgoyne, Martin E. Chernevert
Keith K. Millheim, F.S. Young Jr.
SPE Textbook series Vol.2
Simulation System
/www.digitranhg.com
Digitran, Inc. USA
Control dinámico de reventones
Robert D. Grace
Bob Cudd
Asociaciones Canadienses de Ingenierías y Contratistas de Perforación de Pozos
Traducción parcial:
M.en I. Filemón Ríos Chávez
API American Petroleum Institute
Hydril es una marca registrada de Hydril Company
de Houston, Texas; la cual es protegida por las leyes
de Estados Unidos de America, México y otros paises, parte del equipo aqui descrito es una invención
de Hydril quien se reeserva todos los derechos de propiedad de marca e intelectuales y no ha otorgado permiso o licencia alguna de ello a ninguna persona.
33