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Manual de Control de Pozos

Completación y Reparación Re

MANUAL DE CONTROL DE POZOS COMPLETACIÓN Y REPARACIÓN

Dirección: Calle la Florida, C.C Juanico Este Nivel PA, Local 14, 17 y 18, Juanico Maturín – Edo Monagas Teléfonos: 0291-7724755 / 0416-3816767 Correo Electrónico: [email protected] Sitio web: www.escueladecontroldepozos.com

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Manual de Control de Pozos Completación y Reparación

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Créditos Este material fue diseñado por el siguiente equipo de trabajo: 

Especialista en contenido: Arturo Vásquez.

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Revisión Técnica Arturo Vásquez.

Especialista en Diagramación y Diseño Gráfico T.S.U. Henry Brito. ________________________________________________________________

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Código: Primera Versión, Julio 2009.

CONTENIDO Manual de Control de Pozos Unidad I. Principios Fundamentales y Teoría de Presiones ............................................ 8

Lección 1. Principios Fundamentales .................................................................................... 9 Bloque 1. Origen del yacimiento y las presiones de formación........................................ 10 Bloque 2. Generalidades sobre el comportamiento del gas……………………… gas……………………… ................. 13 Lección 2. Tipos de Presiones ............................................................................................... 19 Bloque 1. Principios básicos de los tipos de presión – Cálculos……………….. Cálculos……………….. ................... 20 Unidad II. Principios Fundamentales Sobre Arremetidas ..................................................... 30

Lección 1. Definición y Causas de una Arremetida ................................................................ 31 Bloque 1. Llenado Inadecuado del Pozo…………………………………………………. Pozo …………………………………………………. ............... 32 Bloque 2. Densidad insuficiente del Fluido del Trabajo…………………………… Trabajo…………………………….................. .................. 36 Bloque 3. Presiones de Fluidos Entrampados…………………………………………. Entrampados…………………………………………. ................ 37 Bloque 4. Pérdida de Circulación……………………………………………………………. Circulación……………………………………………………………............... .............. 39 Bloque 5. Suabeo del Pozo al sacar la Sarta de Trabajo………………………….. Trabajo………………………….. .................. 40 Bloque 6. Fallas Mecánicas en Equipos………………………………………………….. Equipos………………………………………………….. ............... 40 Lección 2. Señales de Advertencia e Indicadores Reales de Arremetidas............... ....................... ............... ....... 42 Bloque 1. Señales de Advertencia…………………………………………………………… Advertencia…………………………………………………………… ............. 43 Bloque 2. Indicadores Reales………………………………………………………………….. Reales………………………………………………………………….. ............ 44 Lección 3. Respuesta Adecuada a una Arremetida...... ......................................................... 46 Bloque 1. Detección Temprana y Reacción Adecuada ante una Arremetida ............. ................... ...... 47 Unidad III. Equipos de superficie ............................................................................................ 49

Lección 1. Cabezal de producción y Árbol de Navidad (xmas tree) ........................................ 50 Lección 2. Equipos y Accesorios…………………………………………………………………….. Accesorios…………………………………………………………………….. ........... 55 Bloque 1. ¿Qué equipos utilizar para el cierre de un pozo?............... pozo?......................... ............ .................. ................... ... 56 Bloque 2. Accesorios usados para el cierre de pozos………………………………. pozos………………………………. ................. 75 Bloque 3. Pruebas (test) de Equipos y accesorios……………………………………. accesorios……………………………………. ................ 88 Unidad IV. Fluidos de Completación y Reparación ............................................................... 94

Lección 1. Control de Presiones ............................................................................................ 95 Bloque 1. Caídas de Presión en el Sistema de Circulación ............................................... 96 Lección 2. Características y tipos de fluidos de trabajo...... ................................................... 97 Bloque 1. Características de los Fluidos de Trabajo ......................................................... 98 Bloque 2. Tipos de Fluidos de Trabajo ............................................................................ 99

Bloque 3. Propiedades Básicas de los Fluidos de Trabajo ................................................ 107

Unidad V. Razones para Realizar Completación y Reparación de Pozos . ............................ 110

Lección 1. Completación de un Pozo .................................................................................. 111 Bloque 1. Tipos de Completación ................................................................................... 112 Bloque 2. Accesorios y Dispositivos para Completación de Pozos .................................. 118 Lección 2. Trabajos de Reacondicionamientos Reacondicionamientos y Reparación de Pozo (Workover) ............. ............... .. 133 Bloque 1. Tipos de Reacondicionamientos y/o Reparaciones .......................................... 134 Bloque 2. Técnicas de Workover-Trabajos Complementarios ......................................... 142 Unidad VI. Técnicas para Matar (controlar) un Pozo en Producción .................................... 149

Lección 1. Objetivos y Técnicas para el Control de un pozo en producción ............... ....................... ........... ... 150 Lección 2. Técnicas de Control durante la Ejecución Ejecución del trabajo de “workover”................... “workover” ................... 162 Unidad VII. Procedimientos Utilizados en el Control de Pozos ............................................ 167

Lección 1. Procedimientos y Normas .................................................................................... 168 Bloque 1. Predeterminación de Alarmas …………………………………………………. …………………………………………………. ............. 169 Bloque 2. Información y parámetros Pre - Establecidos ……………………………................ …………………………… ................ 170 Lección 2. Procedimientos de Cierre del Pozo. ..................................................................... 173 Bloque 1 Procedimiento de Cierre durante actividades de Circulación, fresado y limpieza ................................................................................................................................... 175 Bloque 2. Procedimiento de Cierre durante Viajes…………………….. Viajes…………………….. ............................... 177 Bloque 3. Chequeos de Flujo del Pozo…………………………………………............................. Pozo…………………………………………............................. 182 Bloque 4. Simulacros (drills)……………………………………………………………. ..................... 183 Lección 3. Operaciones de Forzamiento de Tubería (stripping)....... ..................................... 186 Bloque 1. Consideraciones Generales…………………………………………………. ................... 187 Bloque 2. Procedimiento de forzamiento de Tubería sin Migración y con Migración del Influjo ...................................................................................................................................... 192 Bloque 3. Técnicas de Forzamiento de la Tubería……………………………… Tubería……………………………… ....................... 194 Unidad VIII. Plan de Contingencia en Caso de Arremetida del pozo .................................... 196

Lección 1. Posición y Responsabilidades del Personal ........................................................... 197 Bloque 1. Asignaciones, Posiciones y Responsabilidades del Personal............................ 198 Lección 2. Comunicación Efectiva y Escenarios de Control del Pozo...... ............... ....................... ............... ....... 202 Unidad IX. Problemas y Complicaciones Durante la operación de Control del Pozo ........... 205

Lección 1. Presiones Entrampadas ....................................................................................... 206 Lección 2. Otras Complicaciones...... .................................................................................... 208 Unidad X. Prueba del Equipo de Completación .................................................................... 217

Lección 1. Pruebas de Presión y de Funcionalidad ................................................................ 218 Lección 2. Instalación de Anillos, Bridas y Conexiones .......................................................... 222

Apéndice A: Especificaciones de Válvulas VIRs (BOP).................................................... 225 Apéndice B: Fórmulas y Variables ............................................................................... 233 Apéndice C: Especificaciones, Capacidades y Desplazamientos de Tubing API ................ 239 Apéndice D: Simbología ............................................................................................ 244 Apéndice E: Glosario de términos ............................................................................... 251 Anexo: Hoja para control de arremetidas ..................................................................... 283 Bibliografía ............................................................................................................... 285

MANUAL DE CONTROL DE POZOS COMPLETACIÓN Y REPARACIÓN Introducción Durante el proceso de completación y/o reparación de un pozo; son innumerables los problemas y adversidades que pudieran presentarse debido a que el personal está expuesto directamente a los fluidos de la formación. Por ejemplo en un pozo en producción se ha perdido el control primario, las presiones de cierre serán mayores; por consiguiente el manejo inadecuado de estas variables, puede conducir a un reventón (blowout); cuyas consecuencias son en todo caso impredecibles, puesto que toca aspectos muy sensibles, como el peligro potencial de fatalidad para el personal, perdida y/o daños severos a equipos e instalaciones, daños a veces irrecuperables al ecosistema y al propio yacimiento y por último, la imagen de la empresa operadora resulta siempre seriamente afectada. En este manual se presentan las herramientas fundamentales para minimizar la ocurrencia de este tipo de siniestros; mediante el cabal entendimiento del fenómeno de la arremetida y control de pozos en producción, sus causas, detección temprana y cierre adecuado y a tiempo del pozo. Igualmente en el texto se discuten y analizan los métodos universalmente aceptados para el control del pozo; así como las técnicas no convencionales utilizadas con igual propósito. Es importante destacar que para la consecución de esta meta es necesario aplicar una buena dosis de sentido común en la conducción de las operaciones de completación y/o reparación; además de implantar y cumplir un programa regular de capacitación en la materia.

Contenido A continuación se presentan las unidades que conforman este manual:

Unidades

Página

Unidad I. Principios Fundamentales y Teoría de Presiones

8

Unidad II. Principios Fundamentales Sobre Arremetidas

30

Unidad III. Equipos de Superficie

49

Unidad IV. Fluidos de Completación y Reparación

94

Unidad V. Razones para realizar completación y reparación de Pozos

110

Unidad VI. Técnicas para matar (controlar) un pozo en producción

149

Unidad VII. Procedimientos Utilizados en el Control de Pozos

167

Unidad VIII. Plan de Contingencia en Caso de Arremetida del Pozo

196

Unidad IX. Problemas y Complicaciones Durante la Operación de Control de Pozos Unidad X. Prueba del Equipo de Completación

205 217

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Y TEORÍA DE PRESIONES Introducción En la presente unidad se describen ciertos Principios Fundamentales y las diferentes presiones presentes durante la perforación y/o reparación de un pozo, así como la relación entre ellas para la mejor comprensión del fenómeno de arremetida y evitar la entrada de fluidos de la formación al hoyo.

Contenido A continuación se mencionan las lecciones que conforman esta unidad de conocimiento:

Lección

Página

1. Principios Fundamentales

9

2. Tipos de presiones

19

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Introducción En esta lección se enfocan diferentes temas y definiciones que son indispensables para entender a cabalidad el fenómeno de las arremetidas y que van d esde el origen mismo del yacimiento y las presiones de formación; así como el comportamiento del gas y otros tópicos relacionados con la materia tratada.

Contenido A continuación se mencionan los bloques de conocimientos que conforma esta lección:

Bloque de Conocimiento

Página

1. Origen del yacimiento y las presiones de formación

10

2. Generalidades sobre el comportamiento del gas

13


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 ORIGEN DEL YACIMIENTO Y LAS PRESIONES DE FORMACIÓN Fundamentación Geología Es la ciencia que tiene por objeto el estudio de los materiales que componen el globo terráqueo; sus orígenes, naturaleza y evolución.

Litología Rama auxiliar de la Geología que estudia la composición de los diferentes estratos o formaciones geológicas presentes en la envoltura sólida del globo terrestre.

Figura Nº 1-1

10


Fundamentación (Viene…) Yacimiento Petrolífero Es una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable con la potencialidad de acumular hidrocarburos líquidos y/o gaseosos. Por otra parte se ha establecido que los yacimientos tienen origen orgánico y que para que exista una acumulación de petróleo y/o gas, se precisan de ciertas condiciones entre las que destacan: 

Existencia de un ambiente rico en materia orgánica tales como: desembocaduras de grandes ríos (deltas), vastas zonas inundadas y zonas de pantanos.



Ocurrencia en el tiempo geológico de procesos rápidos de sedimentación que permitan el adecuado “enterramiento” del material orgánico.



Presencia de una estructura geológica capaz de albergar durante miles de millones de años estos elementos orgánicos que posteriormente se convertirán en petróleo y/o gas. Estas trampas de hidrocarburos generalmente son de tipo estratigráfico (lentes de arena, arrecifes) y estructurales (anticlinales, domos de sal).

Figura Nº 1-2 Yacimiento Tipo estratigráfico

11


Figura Nº 1-3 Yacimiento Tipo Estructural

12


Fundamentación (Viene…) Origen de las presiones del yacimiento o formación La comprensión de este asunto en su justa dimensión: requiere el análisis y entendimiento de ciertos fenómenos ocurridos en las diferentes eras geológicas por las que ha pasado el planeta Tierra; entre los que destacan principalmente. 

Deposición: Una vez que el material orgánico arrastrado por los ríos hacia el mar

supera la fase de suspensión; comienzan a depositarse y se constituyen en sedimentos poco consolidados y de alta porosidad y permeabilidad. Estas características favorecen la existencia de canales de comunicación entre el fondo y la superficie; de tal manera que la presión de formación existente sea igual a la presión hidrostática de la columna de agua salada. 

Compactación: Esto sucede a medida que transcurre el tiempo geológico y

sucesivas capas de sedimentos se van depositando sobre las primeras capas, generando un esfuerzo de sobrecarga que hace que el espacio intergranular se vaya reduciendo debido a la compactación. A medida que la sobrecarga aumenta debido a la profundidad de enterramiento, y el espacio intergranular se reduce y se produce la expulsión de agua desde el espacio poroso; sin embargo la comunicación puede mantenerse, y las presiones de formación así generadas son consideradas presiones normales. Cuando por alguna razón geológica, la comunicación hidráulica con la superficie se interrumpe, entonces es muy probable que en esa zona se desarrollen altas presiones que son denominadas presiones anormales. En la gráfica se muestra el comportamiento típico de las presiones de formación en cuencas productoras de hidrocarburos.

13


Figura Nº 1-4 Yacimiento Tipo Estructural

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 GENERALIDADES SOBRE EL COMPORTAMIENTO DEL GAS Aspectos Principales Introducción Para la correcta interpretación del comportamiento de un influjo de gas; es necesario tener en cuenta algunos conceptos relativos a este tipo de fluidos. Por ejemplo se debe recordar que los gases son altamente compresibles y que el volumen que ocupan depende de la presión a la cual se encuentran sometidos; así tenemos que si la presión se incrementa, el volumen se reduce.

Densidad Los gases poseen densidades relativamente bajas comparadas con las del fluidos de perforación, razón por la cual cuando se produce un influjo de gas, este generalmente migra hacia la superficie a una velocidad que dependerá entre otros parámetros de la densidad del lodo de perforación, es decir, mientras más pesado sea el lodo menor será la velocidad de migración del gas. La densidad de los gases es difícil de determinar a priori, sin embargo conociendo la composición del gas o la mezcla de gases se puede establecer a nivel de laboratorio la densidad de los mismos. En general para efectos de cálculos se utiliza un valor de gravedad especifica relativa entre 0,6 – 0,7 (Aire = 0,1).

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Migración del Gas Cabe señalar que un lodo pesado y además viscoso afecta seriamente la migración del gas y en algunos casos la anula completamente. Otros casos donde el gas puede permanecer en el fondo sin migrar se produce en pozos altamente desviados u horizontales donde ocurra una arremetida; por lo que debe procederse con sumo cuidado al momento de controlar el pozo pues al iniciar la circulación el gas se moverá rápidamente hacia arriba expandiéndose abruptamente; lo que pudiera provocar ciertos inconvenientes durante la operación de control. Por otra parte, se debe poner especial atención cuando se cierra el pozo después de una arremetida; y no se toman acciones para el control, en un tiempo perentorio, el gas puede migrar y acumular presiones en algunos casos igual a la presión de formación que pudiera causar daños en los equipos de superficie y en algunos casos, producir o generar reventones subterráneos.

Aspectos Principales (Viene…) Relación volumen/presión Otras consideraciones a tener en cuenta es que la relación volumen/presión es diferente para cada tipo o mezcla de gases; sin embargo, el comportamiento del gas natural puede ser explicado aplicando el principio de proporcionabilidad inversa. Esto significa que si aplica el doble de presión, el volumen se reducirá aproximadamente a la mitad de su valor original.

Ley General de los Gases Tomando en consideración las leyes de Boyle – Mariotte, Charles-Gay Lussac y Dalton, esta ley puede expresarse de acuerdo a la siguiente fórmula: P 1V 1 Z 1T 1



P 2V 2

(I)

Z 2T 2

Donde, Z es el factor de compresibilidad del gas o mezcla de gases . Cabe señalar que este factor Z es el que marca la diferencia entre lo que es considerado como gas real o gas ideal. Así tenemos que un gas con comportamiento ideal; el valor de Z será siempre

la unidad (Z=1), mientras que los gases nobles (nitrógeno, argón, neón, etc.) tendrán un valor de Z diferente a la unidad (Z 1). Ahora bien; si tomamos en consideración lo antes

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expresado y si además despreciamos el efecto de temperatura, la ecuación I para gases ideales puede ser expresada así: P1V 1

 P2V 2

(II)

Donde: P1 ; V1 : Presión y Volumen Originales P2 ; V2 : Presión y Volumen a otras condiciones.

Cambio de Fase o de Estado de los Gases Estas transiciones o cambios de estado que pudieran experimentar los gases cuando cambian de estado gaseoso a liquido o viceversa; están íntimamente ligados al movimiento, atracción y espacio entre las moléculas del gas, de acuerdo a las condiciones de presión, temperatura y volumen que se apliquen. Así por ejemplo, a bajas temperaturas el movimiento de las moléculas se reduce y a altas presiones o volúmenes reducidos, el espacio intermolecular disminuye y la atracción entre las moléculas se acelera; produciendo cambios de estado en los gases, los cuales se alcanzan a ciertas condiciones de presión, temperatura y volúmenes denominados por Van Der Wals como puntos críticos.

Aspectos Principales (Viene…) Comportamiento del gas en el pozo Para todo efecto práctico, existen tres situaciones que pudieran presentarse y que deben ser consideradas: 

No se permite la expansión del gas.



La expansión del gas ocurre sin control.



Se controla la expansión del gas.

No se permite la expansión del gas Para ilustrar este caso, supongamos que durante un viaje en un pozo de 10.000 pies (Pvv) ocurre un influjo de 10 bls. El hoyo está lleno con lodo de 10 lpg. Asuma igualmente que la capacidad del hoyo es de 0.05 bls/pie, y que la presión de la formación es de 6000 lppc. Se cierra el pozo, y se observa una presión en superficie de 250 lppc. Etapa II; el gas migra hacia la superficie sin que se permita su expansión, por lo tanto el volumen a 5000 pie sigue siendo 10 bls; pero la presión del gas en el tope de la burbuja es de 6000 lppc de acuerdo a la Ley de gases; y la presión en el fondo del pozo es de 8600 lppc; mientras que la presión en superficie aumente hasta 3500 lppc. Etapa III; cuando el gas alcanza la superficie, la burbuja mantiene la presión de 6000 lppc, el volumen sigue siendo de 10

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bls; pero la presión en el fondo del pozo habrá aumentado hasta 11.100 lppc aproximadamente.

Figura Nº 1-5

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Aspectos Principales (Viene…) La expansión del gas ocurre sin control Para analizar esta situación consideremos que cinco (05) barriles de gas entran al mismo pozo descrito anteriormente. Se decide circular la burbuja sin cerrar el pozo. Veamos el comportamiento del gas cuando la burbuja alcanza la mitad del recorrido hacia la superficie (5000’); aquí el volumen del gas será aproximadamente el doble del volumen original; es decir 10 barriles. La presión en superficie es la presión atmosférica; pero la presión en el fondo comienza a disminuir para situarse en aproximadamente 5100 lppc. Cuando la burbuja alcance 2500’ antes de la superficie, su volumen será aproximadamente de 20 bls y la presión en el fondo estará alrededor de 5000 psi; y muy probablemente otro influjo estará entrando al hoyo. Para el momento en que el gas llegue a la superficie, su volumen habrá alcanzado los 1730 bls aproximadamente. La presión en el fondo es difícil de estimar; pero ciertamente un nuevo influjo se estará produciendo.

Figura Nº 1-6

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Aspectos Principales (Viene…) Se controla la expansión del gas Esto se logra cuando se circula una burbuja, manteniendo la presión en el fondo del pozo igual o ligeramente superior a la presión de la formación. Al aplicar una adecuada contrapresión a través del estrangulador (choke) y sumando la presión ejercida por el gas, mas la presión hidrostática de los fluidos en el hoyo; se consigue una presión de fondo que resulta igual a la presión de la formación. Este es el principio en que se basan los métodos convencionales de control de pozos; es decir el método del perforador, Ingeniero y concurrente; con lo cual se logra una expansión moderada del gas, se eliminan las presiones de su superficie y se evita que un nuevo influjo entre al hoyo.

Figura Nº 1-7

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Aspectos Principales (Viene…) Solubilidad de los gases en el lodo de perforación Esta propiedad que presentan los gases de permanecer en solución con el fluido de perforación debe ser concienzudamente analizada por el personal responsable de la perforación, puesto que en muchos casos la ocurrencia de severas arremetidas se ha debido al desconocimiento, que a veces tiene el personal de cuadrillas y muchos supervisores, sobre el comportamiento del gas en el hoyo. Cuando ocurre una arremetida de gas, y sobretodo si esta es de pequeños volúmenes, a veces es muy difícil detectarlas en superficie puesto que no hay incremento sustancial de flujo en la línea de retorno ni de ganancia en los tanques. Sin embargo, a medida que el gas en solución se aproxima a la superficie el volumen de retorno aumenta, y a veces en forma tan abrupta, que termina por sorprender a la cuadrilla. En muchos casos sucede también que al detectarse un influjo y se procede a cerrar el pozo; observándose pequeñas diferencias en las magnitudes de las presiones de cierre en la tubería, comparada con las presiones de cierre en el anular o revestidor. Este tipo de situaciones tiende a confundir a la cuadrilla pensando que se trata de un influjo de agua salada. No obstante al poco tiempo del cierre cuando se rompe el estado de solución del gas en el lodo, el gas se expande rápidamente y la presión anular alcanza valores elevados. Esto ha conducido a que la mayoría de los contratistas de perforación han fijado como norma considerar a todos los influjos como si fuesen arremetidas de gas y entonces darles el tratamiento correspondiente. Finalmente cabe destacar que la debida capacitación de la cuadrilla en lo concerniente al comportamiento del gas durante la perforación del hoyo es una pieza fundamental para responder adecuadamente a las situaciones de arremetida del pozo.

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TIPOS DE PRESIONES Introducción El proceso de construcción y/o reparación de un pozo; precisa entre otros aspectos de acciones permanentes para mantener un adecuado control de las presiones encontradas. En este tema se discutirán los fundamentos teóricos de los distintos tipos de presiones, a fin de establecer pautas que faciliten la comprensión del mecanismo de ocurrencia de los fenómenos de arremetida y reventón.

Contenido A continuación se menciona el bloque de conocimiento que conforma esta lección:

Bloque de Conocimiento 1. Principios básicos de los tipos de presión – Cálculos

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Página 20


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 PRINCIPIOS BÁSICOS DE LOS TIPOS DE PRESIÓN – CÁLCULOS Presión Introducción El fenómeno de la arremetida del pozo ocurre fundamentalmente por un desequilibrio entre los diferentes tipos de presiones que están en juego durante la construcción del pozo. En este bloque de conocimientos se definen cada una de ellas y su eventual incidencia en la ocurrencia de un influjo durante las operaciones de perforación y/o reparación de un pozo.

Definición Presión es el valor resultante al aplicar una fuerza sobre un área determinada.

Figura Nº 1-1

Expresión matemática Seguidamente la ecuación matemática que representa el cálculo de presión:

P

F 

A

Donde: P = presión (Sistema internacional: Kg-f/cm 2) ó (Sistema británico: lb-f/pulg 2). F = fuerza aplicada (unidad de fuerza Kg-f ó lb-f).

22


A = área especificada (unidad de superficie cm 2 ó pulg2).

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Presión (Viene…) Tipos de presiones Durante el proceso de construcción y/o reparación de un pozo se pueden encontrar los tipos de presiones siguientes: 

Presión hidrostática.



Presión de formación.



Presión de sobrecarga.



Presión de fractura.



Presión de circulación.

Presión hidrostática (Ph) Definición Es la presión ejercida por una columna de fluido estática de densidad “D” y de altura “h”.

Figura Nº 1-2

Conceptos básicos A continuación se definen algunos conceptos que son esenciales para una mejor comprensión del efecto físico de la presión hidrostática y su respectiva formulación matemática: 

Densidad.



Gradiente de Presión.



Gravedad Específica (G.E.).



Profundidad vertical verdadera (Pvv).

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25


Presión hidrostática (Viene…) Densidad o Peso Es la relación de masa por unidad de volumen. Sin embargo, para efectos prácticos los términos “masa” y “peso” se pueden utilizar indistintamente. Luego la densidad o peso de un fluido de perforación expresado por ejemplo en libras por galón (Lpg) sería:

Gradiente de Presión Se expresa como la variación de presión por unidad de profundidad. De esta manera se puede hablar entonces de: 

Gradiente de presión hidrostática.



Gradiente de presión de formación.



Gradiente de presión de sobrecarga.



Gradiente de presión de fractura.

Gravedad Específica (G.E.) Se expresa como el cociente entre la densidad de la sustancia y la densidad del agua fresca o dulce. La expresión matemática correspondiente sería: G.E. 

Df D.A.F

Donde: Df = densidad del fluido (Lpg). D.A.F = densidad agua fresca (Lpg).

Profundidad vertical verdadera (Pvv) Profundidad vertical que va desde la superficie hasta el fondo del pozo. En pozos direccionales esta profundidad se determina tomando en consideración la profundidad medida y el ángulo de inclinación del pozo. La comprensión de este concepto es fundamental para los efectos del cálculo de la presión hidrostática, analizando la figura.

26


Continúa…

27


Presión hidrostática (Viene…) Profundidad vertical verdadera (P vv) (Viene…)

Observemos por ejemplo que el pozo “A” tiene una profundidad medida de 10.000’ que corresponde exactamente a una profundidad vertical verdadera de 10.000. Note igualmente que el efecto gravitacional “g” es un vector vertical. Examinando el pozo “B” se observa que ha sido perforado direccionalmente hasta una profundidad medida de 11.700’ y que el efecto gravitacional no sigue la orientación de la trayectoria del pozo, sino que es siempre un vector vertical; lo cual implica que para calcular la presión hidrostática en pozos direccionales se debe utilizar la profundidad vertical verdadera; que en este caso particular es de 10.000’.

Ecuación general de la presión hidrostática La fórmula general utilizada para el cálculo de la presión hidrostática se expresa así: Ph  K x DL x Pvv

Donde: Ph = Presión hidrostática (lbs/pulg 2); lppc. K = Constante de conversión. DL = Densidad del fluido de trabajo lbs/gal (lpg) ó lbs/pie 3 (lpc). Pvv = Profundidad vertical verdadera (pies). En función de lo anterior: 2. Si DL se expresa en libras/gal Ph = 0,052 x DL x Pvv 3. Si DL se expresa en lbs/pie3

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Ph = 0,0069 x D L x Pvv

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Presión hidrostática (Viene…) Proporcionalidad entre Presión hidrostática (Ph) y sus variables Se puede constatar en la ecuación general para el cálculo de la presión hidrostática una proporcionalidad directa entre las variables densidad (DL) y profundidad vertical verdadera (Pvv). Sí se conserva el mismo valor de la densidad del fluido, la presión hidrostática se incrementará a medida que se avanza en la profundización del hoyo. De igual manera; si se incrementa la densidad del fluido, el valor de la presión hidrostática también aumentará.

Gradiente de presión hidrostática Es la variación de la presión hidrostática derivada del fluido de trabajo; por unidad de profundidad. Este valor se puede calcular mediante la siguiente relación: Gh 

Ph Pvv

 0,052 x DL(lpg)  0,0069 x DL( lppc) lppc)

Ejercicios de cálculo Ejemplo 1:

Calcular el gradiente de presión hidrostática de un fluido de trabajo de 12 lpg de densidad. Solución: Gh = 0,052 x D L. Gh = 0,052 x 12. Gh = 0.624 lppc/pie. Ejemplo 2:

Se planifica la intervención de un pozo a la profundidad de 12.550 pies (Pvv) utilizando un fluido cuya gravedad específica es de 1,5. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo. Solución: Ph = 0,052 x D L x Pvv En primer término se calculará el valor de la densidad del fluido en lbs/gal, utilizando el concepto de gravedad especifica. Df = 8.33 lpg x 1.5 = 12.5 lpg Ahora se puede calcular la presión hidrostática así: Ph = 0,052 x 12.5 x 12.550.

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Ph = 8157.5 lppc.

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Presión hidrostática (Viene…) Ejercicios de cálculo (Viene…) Ejemplo 3:

Se tienen los siguientes datos de un pozo completado direccionalmente en el Campo Ceuta del Lago de Maracaibo; y donde se requiere remover la empacadura empacad ura de producción ubicada a. 

Profundidad medida (Pm) = 16750'.



Profundidad vertical verdadera (Pvv) = 15970'.



Densidad del fluido de trabajo = 150 lbs/pie 3.

Calcular la presión hidrostática en el tope de la empacadura. Ph = 0,0069 x DL x Pvv. Ph = 0,0069 x 150 x 15970. Ph = 16529 lppc ó psi

Presión de formación (Py) Definición Es la presión a la cual se encuentran los fluidos confinados dentro del espacio poroso de una formación o roca. Esta presión es el resultado de los esfuerzos de sobrecarga ejercidos por las capas suprayacentes a la formación considerada, tanto en la matriz (granos) como en los fluidos dentro de los poros.

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Presión de formación (Py) (Viene…) Clasificación De acuerdo con el valor del gradiente de presión las formaciones pueden clasificarse en normales, anormales y subnormales.

Formaciones de presión normal Son aquellas formaciones cuya presión es similar a la generada por una columna de fluido nativo cuyo gradiente de presión varía entre 0.433 lppc/pie y 0.465 lppc/pie. Este rango de valores puede variar según la región y edad geológica considerada. Es conveniente señalar que en zonas geológicas normalmente presurizadas, el esfuerzo de sobrecarga es absorbido principalmente por los granos de la matriz rocosa, lo que hace que a medida que la sobrecarga aumenta, los fluidos dentro de los poros se muevan libremente y el espacio poroso se reduce debido a la compactación generada.

Formaciones de presión anormal Son aquellas formaciones con gradiente de presión superiores a 0.465 lppc/pie. Esto en general ocurre cuando debido a movimientos tectónicos o algún otro fenómeno geológico; el movimiento de los fluidos a través de los poros se ve restringido o completamente interrumpido, lo cual produce una presurización anormal de estos fluidos debido que el esfuerzo de sobrecarga es soportado en mayor proporción por los fluidos porales que por los granos de la matriz rocosa. Ocurre también en numerosas cuencas sedimentarias del mundo; que formaciones profundas con presiones de poros considerados normales, son desplazadas hacia arriba por efecto de mecanismos geológicos, conservando su presión de poro original; convirtiéndose así en formaciones con gradientes superiores a 0.465 lppc/pie, debido a que ahora se encuentran a menor distancia de la superficie.

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Presión de formación (Py) (Viene…) Formaciones de presión subnormal Si el valor del gradiente de presión de una determinada formación cae por debajo del gradiente del agua fresca; es decir inferior a 0.433 lppc/pie, se estará en presencia de una zona de presión subnormal. Este fenómeno puede ocurrir principalmente debido a que por alguna razón el esfuerzo de sobrecarga se haga prácticamente nulo. También la depletación de los fluidos originales de la formación por efectos de evaporación y dilución; puede generar gradientes subnormales.

Conversión de Presión de Formación a Densidad de Lodo Equivalente Ejemplo de Cálculo Datos: Py: 4750 lppc. Pvv: 8950 pies. Análisis: Para balancear esta presión de formación a la profundidad indicada debe asumirse que a esa profundidad la presión hidrostática es igual a la presión de formación, es decir: Ph = Py = 0,052 x  x Pvv

 

ρ



Py

0,052 052 xP vv

4750 0,052x8950

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; Entonces

; Finalmente  10,20lpg


Presión de formación (Py) (Viene…) Técnicas de detección de presiones anormales La presencia de formaciones con gradientes de presión anormales constituye un elemento que afecta directamente el proceso de construcción de un pozo petrolero; para tal fin se clasifican las técnicas de detección e indicadores de presiones anormales, bajo la perspectiva de antes, durante y después del mencionado proceso.

Gradiente de Presión de Formación Este parámetro representa la variación de la presión de formación (Py) con respecto a la profundidad. Luego la expresión matemática para el cálculo del mismo sería: G Py 

Py

(lppc/pie)

Pvv

Donde la presión (Py) puede ser obtenida a través de mediciones directas con herramientas (RFT); registros especiales y muchas veces con medidas indirectas cuando ocurre una arremetida.

Proceso de construcción del pozo

Técnicas de detección

Antes de la construcción del pozo



Análisis e interpretación de datos símicos y uso de correlaciones empíricas.

Durante la construcción del pozo



Registros de tasas de penetración vs. Profundidad. Técnica del exponente “d” y del exponente “d” corregido (dc). Técnica basada en el procesamiento de datos de salinidad, temperatura y densidad del fluido de perforación. Registro de densidad de lutita vs. Profundidad.







Después de la construcción del pozo







35

Método basado en la porosidad de las lutitas. Uso del registro sónico y las correlaciones de Hottman y Johnson, Eaton, y Mathews y Kelly. Uso de los registros de resistividad y


conductividad empíricas.

y

correlaciones

Arremetida y reventón Arremetida Es un flujo de fluidos desde la formación hacia el hoyo, debido a que por alguna razón la presión hidrostática en el pozo en construcción; se hizo menor a la presión de poros. La arremetida es un fenómeno controlable.

Reventón Es un flujo de fluidos desde el interior del pozo hacia la superficie en forma incontrolable.

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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES SOBRE ARREMETIDAS Introducción El objetivo general de esta Unidad es analizar las causas que con mayor frecuencia inciden en la ocurrencia de una arremetida; y las indicaciones de las mismas que se presentan durante las operaciones de completación, reparación y reacondicionamiento de pozos (Workovers).

Contenido A continuación se mencionan las lecciones que conforman esta Unidad de Conocimientos.

Lección

Página

1. Definición y causas de una Arremetida

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2. Señales de Advertencia e Indicadores Reales de Arremetidas

42

3. Detección de Arremetidas y respuesta temprana al evento

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30


DEFINICIÓN Y CAUSAS DE UNA ARREMETIDA Introducción Cuando la presión hidrostática ejercida por el fluido de trabajo en una operación de completación y/o reparación de un pozo es menor a la presión de la formación abierta; el resultado es que los fluidos de la formación entrarán al área de drenaje del pozo y tratarán de alcanzar la superficie; este fenómeno se conoce como una arremetida del pozo. Es conveniente señalar que una arremetida no ocurre fortuitamente sino que su materialización en la mayoría de los casos, es una sucesión de hechos y condiciones que favorecen la migración de fluidos desde la formación hacia el pozo. A fin de tomar las medidas y precauciones pertinentes para minimizar la ocurrencia de este fenómeno; en esta lección se discuten y analizan las diferentes causas que pueden provocar una arremetida.

Contenido A continuación se mencionan los bloques de conocimientos que conforman esta lección.


Página

1. Llenado Inadecuado del Pozo

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2. Densidad insuficiente del Fluido del Trabajo

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3. Presiones de Fluidos Entrampados

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4. Pérdida de Circulación

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5. Suabeo del Pozo al sacar la Sarta de Trabajo

40

6. Fallas Mecánicas en Equipos

40

31


32


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 LLENADO INADECUADO DEL POZO Llenado Inadecuado del Pozo Descripción Al sacar la sarta de trabajo (Tubing String), por razones de índole operacional, el nivel del fluido en el pozo disminuye a medida que se extrae la tubería. Esto se debe, al volumen de metal que representan los tubos extraídos. En consecuencia si el nivel del fluido en el pozo disminuye, la presión hidrostática también disminuye; y si no se devuelve al pozo el volumen de fluido de trabajo equivalente al volumen de acero extraído, es probable que se alcance un punto en el cual la presión hidrostática generada por la columna de fluidos sea insuficiente para contener la presión de los fluidos de la formación, y se produzca una arremetida.

Importante Cabe señalar, que debido a fallas en mantener el pozo lleno durante viajes de tuberías; se producen anualmente un significativo porcentaje de arremetidas y reventones a nivel mundial. Si se conocen las especificaciones técnicas de los tubulares que conforman la sarta de trabajo, resulta muy sencillo calcular el volumen desplazado por metal cuando se saca la tubería; por lo tanto, se puede establecer a nivel de taladro un número determinado de parejas a ser extraídas, a partir del cual se debe llenar el pozo con el volumen de salmuera que signifiquen ese determinado número de parejas. (Ver la siguiente tabla de Desplazamiento y Capacidad de la Tubería de trabajo).

Tabla de desplazamiento y capacidad de la tubería Eductora (Tubing) La mayoría de las operadoras tienen por norma llenar la tubería Eductora cada diez (10) parejas cuando se realizan trabajos de completación y/o reparación. Como regla general; no se debe permitir que la pérdida de presión hidrostática supere 75 lppc.

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Continúa…

34


Llenado Inadecuado del Pozo (Viene…) Tabla de desplazamiento y capacidad de la tubería Eductora (tubing) (Viene…)

Nota: Otras tablas de tubería tubing se muestran en Apéndice C

Ejemplo de Cálculo Datos del Pozo Casing: 6 5/8" x 28 lb/pie x 5.791" DI Eductor: 2 7/8" x 6.5 lb/pie Fluido de trabajo: 9.7lpg Capacidad del Eductor: 0.005794 Bbl/pie Desplazamiento del Eductor: 0.003253 Bbl/pie Capacidad Anular Casing – Tubing: 0.02527 Bbl/pie Longitud de una pareja: 93 pies Calcular la reducción de presión hidrostática que ocurre cuando se sacan diez (10) parejas de tubería Eductora sin llenar el pozo Solución: 

Calcular el fluido desplazado por diez (10) parejas 10 par. x 93 pies/par x 0.03253 Bbl/pies = 3.0 Bbl



Calcular la altura alcanzada por el volumen de desplazamiento

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Capacidad total = Cap. Anular + Cap. Tubing = (0.02527 + 0.005794) Bbl/pies Capacidad total = 0.031064 Bbl/pies  

Descenso del nivel del fluido = 3Bbl/0.031064 Bbl/pies = 96.6 pies Reducción de presión hidrostática = 0.052 x 9.7 x 96.6 = 48.7psi

¿Cómo llenar el pozo? El pozo se puede llenar utilizando: 

Un tanque de viaje bien calibrado.



Un contador de emboladas.

Llenado del pozo utilizando un tanque de viaje bien calibrado Es la manera más precisa de llenar el pozo. La operación puede realizarse en forma intermitente o de manera continua. Si el arreglo disponible en el taladro es similar al de la siguiente figura el llenado se hará desde el tanque de viaje calibrado utilizando una pequeña bomba; luego de haber sacado un determinado número de parejas.

Continúa…

36


Llenado Inadecuado del Pozo (Viene…) Llenado del pozo utilizando contador de emboladas En taladros que nos disponen de tanques de viaje; se utiliza el contador de emboladas de la bomba para calcular el volumen de lodo que debe bombearse desde el tanque de succión hasta el hoyo, luego de extraer un determinado número de parejas. La exactitud del cálculo, depende de la precisión del valor usado para la eficiencia volumétrica de la bomba al evaluar la capacidad de la misma en barriles/emboladas.

Evaluación del llenado del Pozo La manera más práctica de controlar y evaluar la eficiencia de este parámetro, es llevando una estricta contabilidad de los volúmenes de fluido equivalentes a las respectivas masas de metal extraídas y compararlas con los volúmenes reales bombeados al pozo; los cuales deberían ser iguales para mantener el pozo completamente lleno. Para la contabilización de los respectivos volúmenes se debe utilizar una tabla de control de viajes. (Ver siguiente Tabla).

Evaluación del llenado del pozo (Viene…) Parejas Sacadas

Teor. 10 Parejas vol.°: _______ bls. Acumulado bls

DESP (bls)

Ver Total

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ACUM (bls)

Observaciones


Lo cual facilita la rápida detección de cualquier discrepancia o diferencia entre el volumen teórico y el volumen real bombeado y que pudiera poner en evidencia un llenado incorrecto del pozo o una eventual arremetida, en el caso de que el pozo no acepte la totalidad del volumen que debería recibir antes de llenarse completamente. En estos casos, se debe informar inmediatamente al supervisor, a fin de que tome las medidas correctivas pertinentes.

Efectos y consecuencias del llenado inadecuado del pozo El efecto derivado de un llenado deficiente, se traduce en una disminución del nivel de fluido en el pozo, lo que a su vez causa un efecto de disminución de presión hidrostática; lo cual podría traer como consecuencia un desbalance hidrostático entre la presión de la columna de fluido y la presión de la formación, provocando una arremetida del pozo.

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 DENSIDAD INSUFICIENTE DEL FLUIDO DE TRABAJO Densidad insuficiente del fluido de trabajo Descripción Para mantener bajo control un pozo en curso de completación, reparación o rehabilitación, se debe asegurar que la presión hidrostática proporcionada por el fluido de trabajo, sea suficiente para contrarrestar la presión de la formación expuesta, y generar un adecuado sobrebalance hidrostático (ΔP).

Análisis y conclusión Las empresas operadoras se esfuerzan por respetar este principio; sin embargo, innumerables casos de arremetidas han ocurrido debido a que la densidad del fluido de trabajo (salmuera) era insuficiente para al menos equilibrar la presión de la formación abierta. El análisis de esta situación indica que el manejo inapropiado de los fluidos a nivel de superficie (tanque o batería de tanques) del sistema de circulación, constituye un factor determinante en la disminución no programada de la densidad del fluido de t rabajo.

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Causas que inciden en la reducción de la densidad del fluido de trabajo Entre las causas que contribuyen a la reducción de la densidad del fluido de trabajo y que pueden ser consideradas como no intencionales o programadas, figuran: 

Las operaciones de dilución con agua de las salmueras o fluido de trabajo realizado sin supervisión rigurosa de la cuadrilla que ejecuta el trabajo; puede causar drástica reducción en la densidad del fluido.



Otra causa de reducción en la densidad del fluido de trabajo, se produce cuando se agrega agua a salmueras de alta densidad, se produce un cambio en el Ph de la misma, que causa precipitados originándose una reducción en la densidad de la salmuera.



Otro elemento a considerar, son los errores que se cometen en las lecturas de la balanza por parte del personal encargado de esta tarea; lo cual puede originar cálculos erróneos en el valor apropiado de la densidad del fluido del trabajo.



Otro parámetro a considerar en trabajo de completación ó reparación de pozos es la temperatura de fondo de la formación expuesta; lo cual causa una reducción de la densidad de fluido del trabajo, que debe ser compensada para evitar que se produzca un influjo del pozo.

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 3 PRESIONES DE FLUIDOS ENTRAMPADOS Presiones de Fluidos Entrampados Descripción Las actividades de completación y reparación de pozos conllevan a realizar operaciones de pruebas de producción, remplazos de las sartas de producción, remplazos de empacaduras, etc. Lo cual se traduce a menudo en que los fluidos de la formación puedan quedar entrampados dentro o por debajo de las herramientas y equipos utilizados para realizar las tareas de rehabilitación del pozo.

Zonas de Presiones de Fluidos Entrampados La sarta de producción (tubería eductora) es una de las zonas donde se pueden detectar presiones entrampadas; un ejemplo lo constituye los taponamientos que ocurren en

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pozos productores de parafina o asfáltenos. Otro ejemplo seria las presiones que se encuentran por debajo de un tapón de aislamiento colocado en el tubing. Otra zona donde se puede detectar presiones entrampadas es la zona anular ubicada por debajo de la empacadura de producción (ver ilustración).

Posible Zona de Presiones Entrampadas

Una tercera zona donde comúnmente se detectan presiones entrampadas, se localiza por debajo de tapones de hierro utilizados para abandonar temporalmente un intervalo productor.

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Nota Importante A fin de evitar o minimizar la ocurrencia de influjos del pozo debido a presiones entrampadas se recomienda revisar cuidadosamente la historia de producción del pozo donde se planifica realizar un trabajo. Especial atención se debe dedicar a la data relativa a las presiones de fondo de los intervalos productores, a fin de diseñar las densidades apropiadas de los fluidos de trabajo a utilizar.

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 4 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN Pérdida de Circulación Descripción Otra potencial causa de arremetida del pozo, lo constituye la perdida de circulación que pudiera ocurrir durante la ejecución de trabajos de completación ó reparación en el mismo. Esta pérdida de fluidos, dependiendo de su severidad podría conllevar a un desbalance hidrostático y por ende a la ocurrencia de una arremetida del pozo. Estas pérdidas de circulación se generan principalmente por:



Utilización de fluidos de trabajo de densidad excesiva que generen un gradiente de presión superior al gradiente de fractura de la formación abierta o expuesta.



Fractura de la formación abierta provocada al bajar la sarta de trabajo demasiado rápido produciéndose presiones en el fondo que exceden el límite de resistencia de la zona expuesta.



Ejecución de trabajos en pozos completados originalmente en arenas ó yacimientos con gradientes de fractura muy bajos y/o en yacimientos muy depletados ó con presiones subnormales.

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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 5 SUABEO DEL POZO AL SACAR LA SARTA DE TRABAJO Suabeo del Pozo al sacar la Sarta de Trabajo Descripción Al realizar las maniobras de sacar la tubería desde el fondo, debe hacerse énfasis en respetar la velocidad recomendada en el programa de trabajo. Si esta velocidad es excedida, lo más probable es que se produzca un desbalance hidrostático en el fondo y los fluidos de la formación entren al pozo. Esta situación, si no es detectada oportunamente puede provocar serios inconvenientes, puesto que el influjo manifestara y alcanzará su máximo volumen en las proximidades de la superficie, complicando las operaciones de control del pozo. Una de las vías de minimizar la ocurrencia de este fenómeno, es monitorear continuamente el viaje verificando el llenando correcto del pozo. Particular atención se debe prestar a los viajes cuando en la sarta están presentes elementos de gran diámetro tales como empacaduras, raspadores, etc. Otro aspecto que debe ser monitoreado con atención se refiere a las propiedades reologicas exhibidas por el fluido de trabajo en especial la viscosidad, el punto cedente y la relación de geles.

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 6 FALLAS MECÁNICAS EN EQUIPOS Fallas Mecánicas en Equipos Descripción Análisis estadísticos recientes, han puesto en evidencia que alrededor de 25% de las arremetidas/reventones ocurridas durante operaciones de completación ó reparación de pozos; han tenido su origen en fallas mecánicas de los equipos de superficie (árbol de navidad, flanges, BOP's, conexiones, etc) y/o en los equipos de fondo (tubing, casing, válvulas de fondo, etc).

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Tomando en consideración lo antes expuesto; se hace imperativo por parte de los equipos de trabajo a nivel de Ingeniería y Operaciones, realizar una adecuada selección de los equipos a ser instalados, haciendo énfasis en las pruebas periódicas a fin de detectar fugas o cualquier otra anomalía en estos equipos. Otro detalle importante a tomar en cuenta para minimizar la ocurrencia de eventos no deseados es revisar periódicamente el estado mecánico de los accesorios y equipos que conforman las sartas de completación de un pozo, teniendo en cuenta el tiempo de servicio de estos equipos y el tipo de fluidos que produce el pozo, que en muchos casos suelen ser altamente corrosivos (CO 2, H2S, etc). Produciendo fallas en el tubing y/o casing, que facilitan la comunicación y migración de fluidos de la formación hacia la superficie.

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SEÑALES DE ADVERTENCIA E INDICADORES REALES DE ARREMETIDAS Introducción Durante la ejecución de trabajos de completación ó reparación de pozos (workovers), la ocurrencia de eventos de arremetidas, siempre está precedido de una serie de señales que podrían estar indicando que una arremetida está en desarrollo ó que realmente el pozo está fluyendo; por lo que la cuadrilla debería estar bien adiestrada para diferenciar entre una señal de advertencia y un indicador real de arremetida del pozo.

Contenido A continuación se mencionan los bloques de conocimientos que conforman esta lección:


Página

1. Señales de Advertencia

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2. Indicadores Reales

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44


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 SEÑALES DE ADVERTENCIA Señales de Advertencia Descripción A continuación se describen y analizan las diferentes señales de alerta que envía el pozo y que podrían estar advirtiéndonos que una arremetida podría ocurrir. Fluido de Trabajo Cortado por Gas, Agua ó Petróleo La sospecha de que el fluido de trabajo pudiera estar afectado por la presencia de gas, agua ó petróleo se manifiesta en superficie con claras evidencias, que pueden ser observadas por la cuadrilla. Si el fluido de trabajo está cortado por gas esto se evidencia en un aspecto espumoso que muestra el fluido en la línea de retorno. Por otra parte, el corte con agua se puede constatar porque el fluido de trabajo no solamente pierde densidad (peso), si no que se observarán cambios en la concentración de cloruros (incremento ó disminución). Finalmente, se puede comprobar a nivel de superficie y cuando se usan fluido de trabajo a base de agua, que a nivel de los tanques de fluido se observa un “brillo” aceitoso que nos estaría indicando una posible entrada de petróleo de la formación hacia el pozo. Si alguna de las señales anteriores es observada durante la operac ión de “workover”; la situación debe ser analizada cuidadosamente por parte del personal supervisorio, antes de continuar con la misma.

Llenado Incorrecto Del Pozo Durante Viajes Como ya se menciono anteriormente, al sacar un número determinado de parejas del pozo, el volumen de acero extraído, debe ser reemplazado por un volumen equivalente de fluido de trabajo. Si al realizar la maniobra de llenado, el pozo se llena con un volumen menor al calculado, esto constituye una señal de advertencia de que el pozo pudiera estar fluyendo. En estos casos se debe suspender temporalmente las maniobras del viaje; observar el pozo y analizar la situación para tomar la decisión más conveniente para la seguridad del personal y del pozo. Disminución de la Presión de Circulación

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Durante la ejecución de trabajos de completación ó reparación de pozos; toda disminución de la presión de circulación observada debe ser analizada apropiadamente. Por ejemplo, si observa disminución en la presión de circulación, y no hay cambio en la velocidad de la bomba (emboladas/minuto). Lo más probable es que haya una fuga a nivel de las líneas de superficie ó en la sarta de trabajo. En cambio, si la disminución de la presión de circulación viene acompañada de un incremento de las emboladas de la bomba; esta señal podría estar indicando que el pozo está fluyendo. En este caso se debe parar la circulación y observar el pozo para tomar las decisiones correspondientes.

Incremento de Temperatura en los Fluidos de Retorno Otra señal observada a nivel de superficie, y que podría estar indicando la ocurrencia de un influjo; se refiere al incremento de temperatura del fluido de trabajo observada en la línea de retorno (flowline). Esto sucede, debido a que los fluidos de la formación exhiben en general una temperatura mayor al fluido de trabajo; sin embargo, este tipo de advertencia debe ser cuidadosamente analizado antes de tomar la decisión de cerrar el pozo.

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 INDICADORES REALES Indicadores Reales Descripción A parte de las señales que podrían estar indicando la posible ocurrencia de una arremetida; existen indicadores a nivel de superficie que cuando son observados constituyen una indicación inequívoca de que se está en presencia de una arremetida. A continuación se mencionan estos indicadores reales de arremetida: 

Incremento de volumen en los tanques. Considerando el sistema de circulación

del taladro como un sistema cerrado; se puede concluir que cualquier aumento de volumen observado en los tanques, tiene su origen en fluidos provenientes de la formación, y consecuentemente esto se manifiesta como un aumento de nivel en los tanques. En este tipo de situaciones, el perforador y su cuadrilla deben actuar rápidamente para cerrar el pozo y así minimizar el volumen de ganancia y por ende limitar la magnitud de las presiones de cierre.

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Manual de Control de Pozos Completación y Reparación 

Incremento en la tasa de retorno de fluidos. La observación de este hecho,

constituye una indicación clara e inequívoca de que el pozo esta fluyendo. Sin embargo, para observar esta señal con precisión el taladro debe estar equipado con un medidor de flujo (flowmeter). Por ejemplo si la tasa de bombeo del fluido de trabajo en una operación de “workover” se establece en cinco (5) barriles por minuto; y en un momento dado la tasa de retorno observada es de seis (6) barriles por minuto; esto nos indicaría claramente que los fluidos de la formación están entrando al pozo a una tasa de un (1) barril por minuto. En estos casos el perforador debe tomar la decisión de cerrar el pozo inmediatamente. 

Pozos fluyendo con las bombas paradas. Si se tienen dudas acerca de si se está

en presencia de una arremetida; lo que procede es una verificación de flujo con las bombas paradas. Si el pozo fluye, se debe proceder al cierre del mismo y anotar las presiones registradas en la tubería y en el anular. De acuerdo a la magnitud de las presiones de cierre; se puede proceder a circular y densificar el lodo para continuar las operaciones, o simplemente el personal debe prepararse para una operación de control de arremetida.

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RESPUESTA ADECUADA A UNA ARREMETIDA Introducción Para responder adecuadamente ante la ocurrencia de una arremetida, es preciso que la cuadrilla esté cabalmente capacitada en el sentido de reconocer las diferentes señales que pudieran indicar que una arremetida está ocurriendo ó pudiera ocurrir

Contenido A continuación se menciona el bloque de conocimiento que conforma esta lección.

Bloque de Conocimiento 1. Detección Temprana y Reacción Adecuada ante una Arremetida

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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 DETECCIÓN TEMPRANA Y REACCIÓN ADECUADA ANTE UNA ARREMETIDA Descripción Indudablemente que para detectar oportunamente una arremetida del pozo es muy importante como se mencionó anteriormente que la cuadrilla tenga la suficiente capacitación y adiestramiento en este tema, para poder reaccionar con prontitud ante un evento de esta naturaleza. Sin embargo para cumplir adecuadamente esta tarea, el personal del taladro debe apoyarse en algunos instrumentos y accesorios para lograr una detección temprana del influjo y reaccionar oportunamente para cerrar el pozo. En las figuras siguientes se muestran alguno de estos instrumentos que deberían ser parte de la dotación mínima para un taladro de reparación y/o rehabilitación de pozos.

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Dispositivo para Control de Volúmenes en los tanques y porcentaje de retorno

Importancia de una Respuesta Adecuada a una Arremetida Cuando la cuadrilla de perforación y el resto del personal responden adecuadamente y a tiempo ante el desarrollo de una arremetida; se estará limitando el volumen de ganancia o tamaño de la arremetida, con lo cual se evita el desarrollo de elevadas presiones en superficie y pérdidas de tiempo operacional productivo; y el control de la arremetida tendrá altas probabilidades de éxito. Por otra parte si por alguna razón, el personal del taladro ignora las señales o indicadores de arremetida y reacciona tardíamente, las consecuencias pueden ser desastrosas, puesto que las presiones anulares en superficie se incrementan abruptamente, el pozo expulsa grandes volúmenes de lodo y lo más probable que ocurra un reventón (Blowout) con las consecuencias negativas que todos conocemos. Otra consecuencia negativa de no responder adecuadamente a una arremetida, se puede presentar al detectar un influjo, se cierra el pozo; pero se tarda demasiado en iniciar las operaciones de control.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE Introducción A través de la columna del fluido de trabajo, se ejerce el control primario de un pozo durante las operaciones de completación ó rehabilitación del mismo. Sin embargo, esta medida no es suficiente para garantizar la seguridad del pozo. En esta unidad se describen y destacan las características principales de los equipos y accesorios utilizados para el cierre y posterior control del pozo, cuando ocurre una arremetida.


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Lección

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1. Cabezal de producción y Árbol de Navidad (xmas tree)

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2. Equipos y Accesorios

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CABEZAL DE PRODUCCIÓN Y ÁRBOL DE NAVIDAD (XMAS TREE) Introducción Evidentemente si algún equipo es vital para garantizar la seguridad y vida futura de un pozo, es el conjunto integrado por el cabezal de producción y otros accesorios y válvulas que comúnmente denominamos “Árbol de Navidad”. El cabezal del pozo es el punto en la superficie, donde en forma concéntrica confluyen tuberías de revestimiento y de producción de diferentes diámetros. Ver figura

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Cabezal de producción y “Árbol de Navidad” (xmas tree) Principales Componentes del “Árbol de Navidad” En la figura siguiente se muestran los elementos y accesorios principales que componen el “Árbol de Navidad”, y cuya configuración difiere según el tipo, volumen, presiones y características de los hidrocarburos producidos.

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Árbol de Navidad” Componentes principales-Descripción Bonnet

Son elementos que conectan el carreto del tubing (tubing spool) con el colgador del tubing (tubing hanger), con el cual hace sello hidráulico por medio de elastómeros o sellos tipo metal/metal; garantizando así la continuidad del flujo entre el tubing y la cruceta (cross). Válvula Maestra (Master Valve)

Es la válvula principal del árbol de navidad (Xmas tree); y usualmente es una válvula manual tipo compuerta. Normalmente siempre se deja en posición abierta y debe ser manipulada con máximo cuidado. Válvula Maestra Superior (Upper master valve)

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Esta válvula es similar a la válvula maestra en términos de dimensión, y es operada normalmente a través de un actuador hidráulico ò mecánico. Cruceta (Cross)

Este elemento, instalado solo en arboles bridados tiene como función distribuir el flujo en cuatro direcciones y va directamente conectado a las válvulas laterales, a la válvula maestra superior y a la válvula de servicio de suabeo. Válvulas laterales (wing valves)

Las válvulas laterales están montadas sobre los brazos (laterales) de producción y permiten el control del flujo hacia o desde el pozo. En completaciones simples solo una válvula es conectada hacia la línea de operación, mientras la otra es mantenida como una válvula de servicio para ser usada en emergencias (kill line), para matar el pozo, para chequear la presión de cabezal durante las operaciones de intervención del pozo, bombear fluidos, etc. Válvula para servicio de Suabeo (Swab valve)

Esta válvula viene montada sobre la parte superior de la cruceta (cross) y tiene las mismas dimensiones que la válvula maestra. Una de sus funciones principales es permitir el ensamblaje y montaje de equipos (wireline BOP, lubricator, coiled tubing, etc.) sin la interrupción del flujo y permitir bajar por la parte interna del tubing accesorios y/o instrumentos mientras el pozo se mantiene fluyendo. Adaptador de Tope (Top adapter)

Este elemento está provisto de una conexión bridada, montada sobre la válvula de suabeo (swab valve), y donde se instala un manómetro para medir la presión de cabezal del pozo. Cuando se realiza alguna intervención en el pozo, este adaptador es usualmente reemplazado por un dispositivo de seguridad (BOP) que pasa a formar parte integral del árbol de navidad (Xmas tree). Choke

Este dispositivo permite regular la presión de flujo del pozo.

Cabezal de producción y “Árbol de Navidad” (xmas tree) Continuación…

55


Funciones principales del Ensamble cabezal/xmas tree Este ensamble, cumple múltiples funciones entre las que destacan:



Controlar y direccionar la entrada y salida de fluido (agua, gas, petróleo y fluido de trabajo), durante la ejecución de operaciones de completación ó reparación.



Proveer soporte para suspender los revestidores de superficie intermedio y de producción, además de la tubería eductora ó de producción.



Sellar espacios anulares entre las diferentes tuberías de revestimiento y la tubería de producción.



Servir como base de soporte para la instalación de válvulas y otros accesorios de control de presiones necesarios durante la ejecución de trabajos de completación ó rehabilitación del pozo.

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Notas Importantes 

El árbol de navidad (Xmas/tree) debe tener siempre un diámetro interno que asegure ó garantice el paso de la válvula de seguridad seleccionada.



Igualmente todo equipo ó accesorio que se requiera bajar ó sacar del pozo debe tener un diámetro externo inferior al de la válvula de seguridad (BPV).

Reemplazo ó retiro del “Árbol de navidad” Durante la vida productiva de un pozo, se pueden presentar problemas tales como fuga en la válvula maestra ó fuga entre la válvula maestra y el colgador del tubing ; siendo necesario entonces reemplazar estas secciones dañadas del árbol de navidad. La intervención para reemplazar estas secciones dañadas del árbol de navidad requiere que se cuente al menos con dos barreras de seguridad dentro del tubing. Una barrera podría ser instalar una válvula del tipo SSCSV y la otra podría ser una válvula tipo BPV instalada en el tope. Una vez que el pozo allá sido asegurado se descarga las presiones a la atmosfera y solo cuando se esté seguro que no hay presiones entrampadas se podrán desenroscar los pernos entre la brida y el tubing spool. Es recomendable iniciar la remoción del árbol de navidad solo cuando el nuevo arbolito de reemplazo allá sido ensamblado inspeccionado y probado.

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EQUIPOS Y ACCESORIOS Introducción La primera barrera de seguridad cuando se interviene en un pozo, está constituida por el fluido de trabajo. Como quiera que esta primera barrera no es suficiente para garantizar la culminación de una operación de completación ó rehabilitación de un pozo; se han diseñado equipos especiales capaces de responder en forma eficaz a la variedad de situaciones y condiciones involucradas en el control de las presiones encontradas durante los diferentes trabajos que se efectúen durante la vida del pozo.



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1. ¿Qué equipos utilizar para el cierre de un pozo?

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2. Accesorios usados para el cierre de pozos

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3. Pruebas (test) de Equipos y accesorios

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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 ¿QUÉ EQUIPOS UTILIZAR PARA EL CIERRE DE UN POZO? Equipos para el cierre y control de pozos Equipos A continuación se describen los equipos para el cierre y control de pozos: 

Conjunto de Válvulas Impiderreventones (BOP Stack).



Unidad acumuladora de presión.



Estranguladores.



Manifold de Estranguladores.

Conjunto de Válvulas de Válvulas Impiderreventones Descripción Este conjunto de válvulas tal como se muestra en la figura, está constituido principalmente por una válvula esférica ó anular y por varias válvulas de tipo ariete o de tubería cuyas funciones serán definidas y descritas más adelante.

Conjunto de Válvulas de Válvulas Impiderreventones

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(BOP Stack)

Válvula de Seguridad Esférica ó Anular Este componente del conjunto de válvulas de seguridad del taladro, es el primer elemento que se observa, si miramos el arreglo desde arriba hacia abajo; y es también normalmente el primer preventor que se activa para cerrar el pozo. Está diseñado de tal manera que puede cerrar y proporcionar un sello hermético alrededor de tubulares de cualquier geometría; e inclusive en situaciones de extrema urgencia puede ser utilizado para obturar el pozo aun cuando no haya tubería en el mismo. Sin embargo esta aplicación debe evitarse, a fin de preservar la vida útil del elemento sellante.

Características 

Una vez cerrados, no requieren presión hidráulica adicional para mantener el sello alrededor de la tubería, ya que su diseño permite utilizar la presión del pozo para lograr este propósito.



Permiten efectuar con relativa facilidad el forzamiento de tubería bajo presión (stripping) conservando el sello sobre los tubulares y conexiones.



En caso de falla del elemento sellante, éste se puede reemplazar aún con tubería dentro del hoyo. Esta operación requiere cerrar previamente el preventor de ariete, situado inmediatamente debajo del preventor esférico.

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Se fabrican en diferentes diámetros y rangos de presión de trabajo; de acuerdo al tipo y complejidad del trabajo y a la magnitud de las presiones esperadas.

Partes principales En la siguiente ilustración se muestran las partes y accesorios principales de una válvula esférica; entre las que destacan el cuerpo, el diafragma o elemento sellante, los pistones que mueven el sistema de empaque o sello y las cámaras hidráulicas superior e inferior.

Mecanismos de cierre y apertura Al activarse el dispositivo de cierre; por acción de la presión hidráulica proveniente de la unidad acumuladora, el pistón se mueve hacia arriba tal como se muestra en la siguiente figura; forzando al elemento sellante a moverse radialmente hacia el tubo hasta aprisionarlo y completar el sello.

Mecanismos de cierre y apertura (Viene…)

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El mecanismo de apertura opera en sentido contrario; es decir, al aplicar presión hidráulica en la dirección adecuada, el pistón se desliza hacia abajo permitiendo que el empaque o elemento de sello regrese a su posición original.

Presión de cierre La mayoría de los preventores esféricos son diseñados para cerrar bajo el efecto de fluido hidráulico a un máximo de 1500 lppc. Sin embargo; todos los fabricantes recomiendan regular la presión de cierre a un valor inferior en función de la presión del pozo, de las dimensiones del preventor y del diámetro de la tubería alrededor de la cual se cerraría el preventor.

Presión de trabajo De acuerdo a las condiciones de diseño es la máxima presión que resistiría el preventor antes de fallar. El rango de presiones de trabajo para el diseño va de 1.000 hasta 20.000 lppc.

Válvulas de seguridad de ariete Descripción Este tipo de preventores, a diferencia de los esféricos están diseñados para cerrar sobre un diámetro específico de tubería y pueden soportar el peso de la sarta en situaciones u operaciones que así lo requieran. Normalmente son operados por presión hidráulica; aunque el diseño permite el cierre manual. En este tipo de preventores la dirección del sello de presión se orienta de abajo hacia arriba; por lo que al momento del ensamblaje o cambio del ariete, se debe poner especial atención en no colocarlos al revés. Cabe señalar igualmente, que este tipo de preventores son considerados más seguros y eficaces en condiciones severas y de altas presiones de servicio.

59


Características 

Están provistos de un dispositivo de sello secundario que garantiza el cierre sin fugas, en caso de que el vástago primario falle por presión excesiva y/o desgaste.



En la mayoría de los diseños se incluye un dispositivo de autoalimentación de la goma sellante del ariete; de tal manera que a medida que la goma se va desgastando, aparecen pequeñas placas de reemplazo de la sección desgastada, asegurando así el cierre efectivo del preventor. Observe la ilustración.



Existen modelos con arietes de abertura u orificio variable, diseñados para cerrar en hoyo abierto; sin embargo no se recomienda esta aplicación.

Válvulas de seguridad de ariete (Viene…) Partes principales En la figura se muestra un corte de un preventor de ariete indicando sus componentes principales entre los cuales destacan: el cuerpo de la válvula, el vástago, el tornillo para cierre manual, el pistón que impulsa el mecanismo de sello secundario, etc.

60


Mecanismo de apertura y cierre Los diseños actuales están dotados de un émbolo de doble acción que bajo la acción de presión hidráulica aplicada en un lado del pistón, permite que los arietes simétricos se muevan al unísono para cerrar sobre la tubería que esté en el hoyo. Para abrir se aplica presión hidráulica en el lado opuesto del pistón y los arietes regresan a su posición original. (Ver figura).

Presión de cierre La mayoría de los fabricantes recomiendan una presión máxima de 1500 lppc. Sin embargo es conveniente tener en mente que la presión del pozo ayuda a mantener los arietes cerrados, y que se puede considerar la posibilidad de regular la presión de cierre a un nivel inferior.

61


Presión de trabajo Los modelos más usados en la industria petrolera están diseñados para soportar presiones de servicio en el rango de 2.000 a 15.000 lppc.

Clasificación del ariete Existen cuatro tipos: 

Tubería.



Ciego.



Cizallante.



Diámetro variable.

Tubería Diseñada para cerrar sobre cualquier elemento tubular de un diámetro determinado que se introduzca al hoyo.

Ariete de Tubería

Ciego Cierra sobre el hoyo abierto bien sea por requerimiento operacional, o en situaciones de emergencia. No se recomienda utilizarlos para tratar de cortar la tubería, ya que el resultado que se obtendría sería el aplastamiento del tubo, el desgaste y daño de ariete.

Cizallante

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Diseñado especialmente para realizar cortes de la tubería, por lo tanto no deben ser usados para cerrar sobre hoyo abierto. En algunos casos, que dependerán del tipo de hoja cortante utilizada y del espesor de pared del tubular; la presión de cierre debe ser regulado por encima de 1500 lppc.

Arietes Ciegos/Cizallante

Diámetro variable Este diseño ofrece la ventaja de que permite no interrumpir la operación para cambiar arietes, en situaciones donde se utiliza una sarta combinada d e dos diámetros diferentes. A pesar de esto, su utilización es más frecuente en operaciones costa afuera que en tierra.

Diámetro variable (Viene…) En la tabla se muestran los diferentes rangos de variación de los diámetros de tubería de acuerdo a las dimensiones del preventor. DIAMETRO IMPIDERREVENTON (Pulgadas)

RANGO DE TAMAÑOS DE TUBERIAS (Pulgadas)

11

5 – 2 7/8

13 – 5/8

7 – 5

13 – 5/8

5 – 2 7/8

16 – 3/4

7 – 3 1/2

18 – 3/4

7 5/8 – 3 1/2

Importante Existe un tipo de diseño denominado ciego/cizallante que combina las bondades del ariete ciego y del cizallante; ya que puede cerrar sobre el hoyo abierto una vez que el tubo ha sido cortado.

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Unidad acumuladora de presión Descripción Este conjunto representa el centro de generación y distribución de energía o presión hidráulica necesaria para operar el sistema de válvulas de seguridad o preventores, así como las diferentes válvulas y accesorios operados hidráulicamente.

Dimensiones y capacidad Las dimensiones y capacidad de estas unidades están diseñadas en función de las especificaciones del arreglo de preventores y de los volúmenes de fluido hidráulico requerido para cumplir con las normas de seguridad exigidas.

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Unidad acumuladora de presión (Viene…)

Ilustración En la siguiente figura se muestra una visión esquemática de una unidad acumuladora típica, donde se puede observar sus componentes principales.

Componentes Principales La unidad acumuladora típica consta de los siguientes componentes esenciales: 1.- Botellas acumuladoras. 2.- Recipiente de fluido hidráulico. 3.- Conjunto de bombas neumáticas. 4.- Conjunto de bombas eléctricas. 5.- Panel de control. 6.- Reguladores de presión para preventor esférico. 7.- Regulador para preventor de ariete.

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Botellas acumuladoras Descripción Estos cilindros poseen una vejiga o cámara interior que está llena de fluido hidráulico; el cual es comprimido por la acción de un gas al exterior de la cámara. Observe la siguiente figura.

Tipos Existen dos categorías de acumuladores: 

El tipo flotador; que utiliza botella de 80 galones y 3000 lppc de presión máxima de trabajo.



El tipo de separador; cuyas botellas se fabrican en capacidades de 5,10 y 20 galones y se cargan a una presión de 3000 lppc.

66


Botellas acumuladoras (Viene…) Proceso de Carga Ambos tipos de botellas se precargan en planta con nitrógeno a 1000 lppc, y una vez instaladas en la Unidad Acumuladora son cargadas hasta 3000 lppc. Al requerirse fluido hidráulico a alta presión; el mismo es empujado y expulsado fuera de las botellas por la acción de la presión del nitrógeno. Al cesar la solicitud la presión en las botellas debe quedar con un mínimo de 200 lppc por encima de la presión de precarga. A los fines de calcular el volumen total de fluido requerido cuando se activa el sistema; se utilizará la ecuación siguiente:

Donde: V3 = Volumen total requerido (fluido hidráulico + nitrógeno). Vr = Volumen del fluido hidráulico requerido. P3 = Presión de precarga (1000 lppc). P2 = Presión mínima de operación (1200 lppc). P1 = Presión máxima del acumulador (3000 lppc).

Requerimiento de Volumen/Factores de Seguridad La cantidad de fluido hidráulico necesario para operar eficientemente una unidad acumuladora proviene de las botellas o cilindros. Este requerimiento en volumen se calculará en función del número, tipo y modelo de las válvulas de seguridad que integran el conjunto de preventores; así como de la cantidad y especificaciones de otras válvulas y accesorios involucradas en el cierre del pozo y que necesiten fluido hidráulico para operar. Se debe considerar igualmente factores de seguridad exigidos en la normativa internacional a fin de disponer en todo momento de suficiente fluido hidráulico para responder a las diferentes contingencias operacionales. Algunas compañías operadoras exigen un factor de tres veces el volumen requerido para cerrar todas las válvulas de seguridad y accesorios. Sin embargo cada vez se hace más común la aplicación de la norma que expresa que el volumen necesario debe ser como

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mínimo igual al volumen requerido para cerrar, abrir y cerrar todo el conjunto de preventores y válvulas accesorias operadas hidráulicamente.

Botellas acumuladoras (Viene…) Número de botellas requeridas El cálculo del número de botellas acumuladoras requeridas para satisfacer los requerimientos operacionales se hará bajo la premisa de que al activar la Unidad Acumuladora; solo la mitad de la capacidad de las botellas se consume antes de que la presión disminuya hasta el nivel de 200 lppc por encima de la presión de precarga.

Demostración Asumiendo que el nitrógeno se comporta como un gas ideal, y utilizando la Ley de Boyle; la premisa antes indicada, se puede demostrar matemáticamente, siguiendo el procedimiento que se describe a continuación y que considera el uso de botellas de 10 galones. Ley de Boyle: P1 x V1 = P2 x V2

Paso

Acción

Cálculo

Resultado

1

Determinar el volumen de fluido hidráulico requerido (FHR1) para incrementar la presión de 1000 a 1200 lppc.

1000 x 10 = 1200 x V 2 V2 = 8.33 gal nitrógeno FHR1 = (10 – 8.33) gal

FHR1 = 1.67 gal

2

Determinar el volumen de fluido hidráulico requerido (FHR2) para incrementar la presión de 1000 a 3000 lppc.

1000 x 10 = 3000 x V 2 V2 = 3.33 gal nitrógeno FHR2 = (10 – 3.33) gal

FHR2 = 6.67 gal

3

Determinar el volumen utilizable (Vu) de la botella de 10 galones.

Vu = FHR2 – FHR1 Vu = (6.67 – 1.67) gal

Vu = 5 gal Esto es la mitad de la capacidad de la botella; como se deseaba demostrar.

Cálculos

Se planea ensamblar un conjunto de válvulas de seguridad, compuesto por:

68










01 preventor esférico Hydril GK 13 5/8" x 5000 lppc (volumen para cerrar = 18,0 gal*). 03 preventores de ariete/tub. cameron U 13 5/8" x 5000 lppc (volumen para cerrar = 3 x 5.54* = 16,62 gal). 01 válvula cameron F (Volumen para cerrar = 1 x 0,28 = 0.56 gal). “

”

“

“

”

”

Total volumen de cierre = 34,9 gal. * Tablas Anexo I.

Se desea calcular el número de botellas de 10 galones que serán necesarias para cumplir con un factor de seguridad de tres (3) veces el volumen de cierre.

Solución El volumen requerido es 3 x 34.9 es decir 105.0 gal. Luego el número de botellas de 10 galones será: N de botellas 

105.0 gal 5 gal/bot

 21

Recipiente de fluido hidráulico Descripción Este depósito se utiliza para almacenar el fluido usado para operar la unidad. Como se trata de un sistema cerrado, toda cantidad de fluido que es descargada, regresa nuevamente al recipiente. Esto implica que se deben realizar inspecciones periódicas al mismo a fin de detectar eventuales impurezas y contaminantes que pudieran obstruir los filtros de succión de las bombas y provocar la inoperatividad del sistema.

Fluido utilizado El aceite hidráulico convencional con algunas propiedades especiales tales como no contaminante, antiespumante, anticorrosivo y resistente a altas y bajas temperaturas; es el tipo de fluido comúnmente utilizado en las unidades acumuladoras.

Conjunto de bombas neumáticas Descripción

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Constituye una de las fuentes generadoras de alta presión en la unidad acumuladora y se usa para incrementar la presión de los cilindros hasta 3000 lppc, aunque puede generar mayores niveles de presión.

Componentes El sistema consta de: 

Un múltiple de suministro de aire.



Un múltiple de succión de fluido.



Bombas.



Un interruptor de presión automático; el cual se regula a 3000 lppc. Si la presión cae a 2700 lppc, el interruptor se dispara, abre el suministro de aire y las bombas arrancan.

Conjunto de bombas eléctricas Descripción Es la segunda fuente generadora de alta presión en la unidad acumuladora alcanzando hasta un máximo de 3000 lppc.

Componentes Consta de: 

Bomba doble o triple.



Múltiple de succión de fluido.



Motor eléctrico.



Arrancador e interruptor de presión.

Nota: La energía eléctrica para alimentar el motor de la bomba es generada en el taladro.

Panel de Control

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Descripción Está integrada por válvula de una pulgada de diámetro, de tres posiciones y cuatro vías. Cada válvula está bien identificada con el nombre de la función o equipo sobre el cual actúa; así como también las posiciones abrir y cerrar.

Importante En condiciones operacionales normales la manija selectora debe estar abierta o cerrada y bajo ninguna circunstancia en posición neutral. Algunos fabricantes ofrecen la opción de paneles equipados con los cilindros neumáticos para ser operados a control remoto.

Reguladores de presión Descripción Estos dispositivos se utilizan para regular a 1500 psi la presión de operación de los preventores esféricos y de ariete, así como la de las válvulas operadas hidráulicamente.

Estranguladores Descripción Son dispositivos utilizados en operaciones de cierre y control de pozos. Actúan mediante la restricción del flujo de fluidos a través de un orificio cuyo diámetro puede ser regulado manualmente o a control remoto. El efecto de restricción controlada genera una contra presión que es aprovechada para mantener un nivel de presión deseado en el fondo del hoyo durante la operación de control.

Estrangulador Manual En este tipo de diseño el tamaño del orificio de flujo se ajusta girando el volante en el sentido conveniente a fin de lograr el efecto de cierre o apertura a través de un mecanismo de sello tipo aguja. Se le considera como un estrangulador de contingencia; en algunas situaciones puede ser utilizado como dispositivo de control primario. La figura que se muestra a continuación representa un corte de un estrangulador manual.

71


72


Estranguladores (Viene…) Estrangulador hidráulico Aunque no es muy común encontrar este tipo de estranguladores en taladros de reparación de pozos; su utilización su diseño permite monitorear desde una sola consola remota las presiones en la tubería y en el revestidor (casing), emboladas acumuladas y emboladas/minuto, además del porcentaje de cierre o abertura del estrangulador. El mecanismo de ajuste o regulación del flujo, se logra utilizando dos placas superpuestas de carburo de tungsteno con sistema de abertura tipo media luna, que se alinean hacia adentro o hacia fuera mediante rotación de la placa superior. En posición completamente abierta (100%) alcanzada cuando las dos placas están alineadas; se logra un área de flujo ligeramente inferior a la de un estrangulador manual de dos (2) pulgadas. Estos equipos son operados hidráulicamente a través de un sistema de cilindros de doble acción que activan un mecanismo de engranajes y piñones que le imprimen el movimiento rotacional a la placa superior. La fuente de energía para activar el sistema proviene de una bomba hidráulica integrada al conjunto. Generalmente se diseñan para resistir presiones de servicio de hasta 10.000 lppc; aunque existen algunos modelos diseñados para operar con presiones de trabajo de 15.000 lppc. En las siguientes figuras se muestran respectivamente un corte de un estrangulador operado hidráulicamente y una consola de control y sus componentes principales.

Estrangulador Hidráulico

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Estranguladores (Viene…) Estrangulador hidráulico

Consola de Control

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Manifold de Estranguladores Descripción Es un sistema de líneas, válvulas, estranguladores, manómetros y otros accesorios; utilizados para el adecuado manejo de los fluidos provenientes del pozo.

Función principal 

Actuar como centro de recepción y distribución de los fluidos del influjo.



Imponer contrapresión al flujo al ser cerrados completamente. Este efecto, detiene la entrada de fluidos al pozo.



Servir de centro de monitoreo de control del pozo; en caso de que el estrangulador hidráulico remoto falle. Al estar conectado el pozo a través de la línea del estrangulador (choke line) y a los tanques de lodo, separadores de gas, desgasificadores y otros equipos, mediante las líneas situadas aguas abajo del sistema.

Consideraciones de diseño Al diseñar este tipo de sistemas; se debe tener en cuenta las presiones de formación y superficie esperadas, el método o técnica de control de pozos que se piensan utilizar; así como todo lo relativo a corrosividad, toxicidad y abrasividad de los fluidos a ser manejados. Todo lo anterior, debe estar en correspondencia con las especificaciones de diseño del sistema de válvulas de seguridad especialmente en cuanto a las presiones de trabajo se refiere.

Otras consideraciones 

Debe ser instalado en un sitio de fácil y rápido acceso, fuera de la estructura del taladro.



Todas las líneas aguas abajo del sistema deben ser lo más rectas posible y fuertemente ancladas a fin de evitar vibraciones excesivas.



Las líneas de venteo deben tener un diámetro nominal mínimo de dos (2) pulgadas a objeto de minimizar los efectos de erosión y fricción.

75


Ilustración En la figura siguiente se muestra un arreglo típico de un múltiple de estranguladores comúnmente instalados en taladros de reparación y rehabilitación de pozos.

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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 ACCESORIOS USADOS PARA EL CIERRE DE POZOS Principios Básicos Componentes Los principales accesorios o equipos auxiliares utilizados para el cierre y control de pozos son los siguientes: 

Válvula de seguridad superior e inferior del cuadrante.



Válvula de seguridad de máxima abertura para tubería (Kelly Cock).



Válvula de seguridad de tubería para el cierre interno (Inside Preventer).



Válvula flotadora.



Separadores de gas.



Desgasificadores.



Medidores de Presión.

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Válvula de seguridad superior e inferior del cuadrante Descripción Constituye parte esencial de los dispositivos de superficie utilizados para obturar el flujo del pozo a través de la sarta de trabajo en operaciones de workover.

Función principal Proteger la unión giratoria, manguera de circulación, bombas de lodo y otros equipos superficiales, de eventuales presiones altas en caso de arremetida durante la ejecución de los trabajos de reparación.

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Válvula de seguridad superior e inferior del cuadrante (Viene…) Características Según la ubicación de la válvula: 



Superior: 

En general es una válvula con dispositivo integral de obturación de una sola vía; aunque se fabrican modelos con obturadores tipo bola, charnela (flapper) o tapón.



Se instala entre la unión giratoria y el cuadrante.



Durante las operaciones normales siempre debe estar abierta.



Se opera con llave especial que siempre debe estar disponible en la planchada.

Inferior: 

El dispositivo de obturación de estas válvulas es de máxima abertura, tipo bola o tapón.



Se instala entre el cuadrante y su conexión sustituta.



Al cerrarla permite retirar el cuadrante en caso necesario.



El diámetro interno debe ser igual al del cuadrante.



Se opera con llave especial que siempre debe estar disponible en la planchada.



Ambas válvulas (superior e inferior) deben ser probadas a la misma presión de trabajo del ensamblaje de válvulas de seguridad cada vez que se realicen las pruebas del mismo.

Importante Después de ejecutarse las pruebas las válvulas deben ser abiertas manualmente a fin de lograr la máxima abertura.

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Válvula de seguridad superior e inferior del cuadrante (Viene…) Ilustración A continuación se muestra una válvula superior con sus principales partes y accesorios.

Válvula de seguridad de máxima abertura para tubería (Kelly cock) Descripción Comúnmente denominada “Kelly cock”; se puede instalar sobre los elementos tubulares de la sarta, o en revestidores utilizando adaptadores especiales.

Función principal Obturar la tubería, a fin de impedir el flujo de fluidos desde el fondo, en caso de arremetida durante viajes.

80


Válvula de seguridad de máxima abertura para tubería (Kelly cock) (Viene…) Características y consideraciones para su uso 

Se diseñan con dispositivo obturador de máxima abertura; tipo bola o tapón.



Para facilitar la instalación por parte de los miembros de la cuadrilla; se deben colocar asas de fácil remoción o utilizar un sistema de contrabalance para levantarla.



Se debe disponer de válvulas de los diámetros apropiados, al utilizar sartas combinadas (tapered strings). En caso contrario se deben utilizar conexiones sustitutas adecuadas.



La llave especial de cierre / apertura; debe permanecer siempre en el mismo sitio en la planchada.



Antes de instalar la válvula debe estar siempre en posición abierta.

Ilustración A continuación se muestra una válvula de seguridad de tubería de máxima abertura.

81


Válvula de seguridad de tubería para cierre interno (Inside preventer) Descripción Son obturadores del tipo contrapresión que en general se activan mediante un mecanismo de resorte para obturar el área interna de la tubería.

Uso principal Se utilizan como barrera de seguridad adicional, en operaciones de forzamiento de tubería bajo presión (stripping).

Tipos Existen dos tipos: 

De uso en superficie.



De uso sub-superficial.

De uso en superficie Al tomarse la decisión de forzar la tubería hasta el fondo, este tipo de válvula se conecta directamente sobre la válvula de seguridad de tubería instalada previamente; y se desenrosca manualmente una varilla de seguridad que permite bloquearla en posición abierta. Debido a que su sistema de obturación no es de máxima abertura, el diámetro interior de la sarta se reduce sustancialmente; imposibilitándose el uso de herramientas bajadas con guaya fina.

De uso sub-superficial A Comúnmente denominadas válvulas de dardo o torpedo. Se lanzan desde la superficie y son impulsadas hacia abajo mediante bombeo; hasta anclar en un receptáculo especial (landing sub) instalado previamente en la sarta; obturando así el área interior de la tubería.

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Válvula de seguridad de tubería para cierre interno (Inside preventer) (Viene…) Ilustración La siguiente figura muestra los dos tipos de válvula para cierre interno.

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Válvula flotadora Descripción Constituye una parte esencial dentro de la categoría de obturadores de contrapresión para uso superficial.

Ubicación Se instala directamente sobre la mecha o puede estar separada de la misma por una conexión sustituida.

Funciones 

Impedir el flujo de fluidos de baja o alta presión hacia el interior de la sarta, en caso de arremetida, esté o no conectado el cuadrante.



Prevenir la entrada de ripios y lodo al interior de la sarta, provocado por el efecto de tubo en U que generalmente se produce cuando se perfora el hoyo de tope en gran diámetro usando lodo liviano. Lo anterior evita eventuales taponamientos de la mecha y tubería mojada en superficie. “

”

Tipos De acuerdo al mecanismo de obturación se clasifican en dos categorías: 

Válvulas que cierran el área interna de la tubería utilizando un dispositivo integrado por un resorte y un pistón obturador. Aunque son herramientas muy confiables, presentan la desventaja de que no son de máxima abertura.



Válvulas que cierran utilizando un mecanismo de obturación tipo compuerta o charnela que permite lograr la máxima abertura. Dentro de esta categoría, se diseñan las de compuerta lisa y las que se fabrican con dos (2) pequeños orificios; a fin de obtener en superficie una lectura de la presión de cierre en la tubería en caso de arremetida.

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Válvula flotadora (Viene…) Válvulas Flotadoras Ilustración A continuación se muestran los tipos de válvulas flotadoras.

Separadores de Gas Descripción Son dispositivos instalados en superficie para el manejo del gas asociado a una arremetida o entrampado en el lodo de perforación.

Tipos Existen dos (2) categorías de equipos: 

Los separadores.



Los desgasificadores.

Separadores Constituye un equipo esencial dentro de las consideraciones de seguridad del pozo; sobre todo si ocurre una arremetida o si se esperan grandes volúmenes de gas de formación o gas de viaje. Continúa…

85


Separadores de gas (Viene…) Separadores (Viene…) A continuación se describe su funcionamiento: 

Para separar el gas del fluido de trabajo, la corriente del fluido proveniente del múltiple de estranguladores choca tangencialmente con la placa deflectora al interior del equipo; adquiriendo una cierta fuerza centrífuga. Luego al caer sucesivamente sobre placas, que en algunos diseños están perforadas; el gas es finalmente liberado del fluido y expulsado fuera del separador a través de un dispositivo instalado en el tope del mismo y que funciona a presión atmosférica. El fluido de trabajo libre de gas queda en el fondo y retorna por gravedad a la batería de tanques. En algunos diseños más sofisticados, una pequeña válvula flotadora mantiene un nivel mínimo de fluido de trabajo en el fondo del separador que actúa como sello líquido; impidiendo de esta manera que el gas pudiere hacer explosión a nivel de la línea de retorno de retorno de fluidos.

En la figura se muestra un separador de gas con algunas dimensiones típicas.

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Separadores de gas (Viene…) Desgasificador Este tipo de separador se utiliza en situaciones operacionales donde se observe el fluido de trabajo severamente cortado por gas. A continuación se describe su funcionamiento: 

La separación del gas se logra, haciendo pasar la corriente del fluido de trabajo proveniente del pozo por un primer tanque o trampa de arena. De allí; es succionado y pasado a través de una cámara de vacío; donde el gas se separa o libera del fluido de trabajo y es venteado a la atmósfera. El fluido limpio o libre de gas cae por efecto gravitacional a un segundo tanque de fluido que forma parte del sistema desgasificador. Si se desea, se puede instalar un sistema de sello líquido, a fin de prevenir eventuales explosiones de gas en la línea de retorno del fluido limpio.

La figura corresponde a un separador tipo desgasificador.

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Medidores de Presión Los instrumentos utilizados para medir las presiones durante las operaciones de reparación y/o de control de pozos son manómetros especiales ubicados en puntos claves en el taladro, por ejemplo las presiones de circulación se miden normalmente en un manómetro especial instalado en el tubo vertical (Stand Pipe), cuando se desea hacer una medición de la presión de bombeo a tasa reducida también puede hacerse en este manómetro, aunque se recomienda hacer la lectura en la consola del estrangulador hidráulico; si el taladro dispone de este tipo de equipos. Igualmente las presiones de descarga de las bombas, se hacen en manómetros especiales diseñados para tal fin, instalados en el cuerpo de la misma. En las figuras siguientes se muestran estos diferentes tipos de manómetros.

Manómetros para el Tubo Vertical (Stand Pipe)

Manómetros para Bombas de Lodo

Precisión de las Lecturas de los Manómetros Al momento de leer los valores de presión o cualquier otro parámetro de perforación; se debe tener en cuenta que todos los instrumentos pueden presentar discrepancias en las lecturas y esto por múltiples razones. Por ejemplo, si durante una operación de control del pozo, hubiese la necesidad de reemplazar un manómetro porque el mismo falló; no debemos esperar que el manómetro de reemplazo indique lecturas idénticas al

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manómetro reemplazado cuando este funcionaba bien. En ese caso se debe continuar el proceso basado en las lecturas del nuevo manómetro.

Dispositivo Lubricador Durante la ejecución de trabajos de “workover” en un pozo; en muchas ocasiones es preciso ejecutar ciertas operaciones con una unidad de guaya (wireline unit). En estos casos; y sobre todo cuando se trabaja un pozo vivo, se hace necesario el uso de un dispositivo denominado “lubricador”, que permite bajar y sacar herramientas del pozo manteniendo un control adecuado de las presiones; generalmente este dispositivo se coloca encima de la válvula maestra del árbol de navidad (x-mas tree) ó si el trabajo requiere el uso de un conjunto de preventores (BOP s); entonces el dispositivo lubricador se colocará en el tope de este conjunto. Básicamente el lubricador en una sección de tubería de diferentes diámetros y longitudes; y que debe ser manufacturado utilizando aceros al carbón de alta resistencia, incluyendo aleaciones especiales para servicio de ambientes corrosivos (CO 2; H2S). Por otra parte, hay ciertos factores que deben ser tomados en consideración al momento de seleccionar un dispositivo lubricador; tales como: Presiones de cierre en el cabezal del pozo, fluido producido por el pozo y características y especificaciones de las herramientas y accesorios a bajar con guaya. Desde el punto de vista de manufactura todas las secciones del lubricador deben venir certificadas por el fabricante de acuerdo a las normas exigidas por la industria petrolera. Otro detalle importante a resaltar es que la mayoría de las compañías han implantado un código de bandas de colores para identificar las diferentes presiones de trabajo a que estarán sometidos los lubricadores; tal como se indica en la tabla siguiente:

Máxima Presión de Trabajo (psi)

Colores

3000

Rojo

5000

Verde Oscuro

10000

Blanco

15000

Amarillo

89


Otras partes importantes que integran el dispositivo lubricador son: Stuffing Box. Este accesorio se utiliza cuando se hace necesario realizar un trabajo con

guaya (slickline), en un pozo vivo. El dispositivo básicamente consiste en una cámara con elementos fabricados en caucho que ejercen su función sellante alrededor de la guaya, y que puede ser ajustada de tal manera que permita su deslizamiento ó movimiento con un mínimo de fuga. 

Acoples de Unión Rápida. Este accesorio es utilizado para ensamblar los diferentes componentes del dispositivo lubricador; y están diseñados para ser

manejados fácil y manualmente. Representan la sección más débil del conjunto lubricador desde el punto de vista de presiones. El extremo “caja” del acople se conecta con el extremo “pin”; el cual dispone de un elemento sellante tipo “O” ring. El acople ó unión rápida tiene una rosca tipo “ACME”, que se acopla con la rosca externa del extremo “caja”. A continuación se muestran los accesorios descritos anteriormente:

90


BLOQUE DE CONOCIMIENTOS 3 PRUEBAS (TEST)DE EQUIPOS Y ACCESORIOS Pruebas de equipos y accesorios Introducción En muchas situaciones las causas principales de reventones ha estado asociada a fallas severas en los equipos y accesorios utilizados para el cierre y control del pozo. Se han ensayado diferentes reglas y normas para evitar la recurrencia de estas situaciones, sin mayores éxitos. Sin embargo; la única vía válida para asegurarse que estos equipos y accesorios funcionen adecuadamente cuando se les solicite, es activarlos y probarlos periódica y sistemáticamente, en esta sección se analizan aspectos importantes relativos a este aspecto; tales como fluido, equipos y accesorios a utilizar, frecuencia, presiones y procedimientos de prueba.

91


Fluido de prueba Todas las pruebas y en todas las situaciones, se realizarán con agua; a menos que se indique y justifique lo contrario. En casos muy especiales se puede utilizar un gas inerte como el nitrógeno; sin embargo esta práctica resulta complicada y onerosa.

Frecuencia de prueba Todos los componentes y accesorios del conjunto de válvulas de seguridad (VIR’S) deben ser probados: 

Al momento de instalarse.



Antes de reiniciar la perforación cada vez que se asienta una sarta de revestimiento.



Semanalmente, sin exceder el periodo de 7 días reglamentarios sin realizar pruebas; a menos que la actividad operacional lo impida.



Después de realizar alguna reparación que haya requerido desconectar algún elemento sellante o de empaque.

Presiones de prueba De acuerdo a las normas API (RP53) sistemáticamente, se deben ejecutar dos (2) pruebas: 

De baja presión.



De alta presión.

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Pruebas de equipos y accesorios (Viene…) Prueba de baja presión Antes de realizar la prueba, se circula agua a través de las líneas y equipos a fin de limpiarlos. Luego se aplican 300 lppc al sistema a ser probado y se mantiene este nivel de presurización durante cinco (5) minutos; a fin de detectar eventuales fugas.

Prueba de alta presión El nivel de presurización a aplicar al conjunto VIR’S; incluyendo líneas y múltiple de estranguladores, debe ser igual a la presión nominal de trabajo de las válvulas de ariete o a la presión de servicio del cabezal (well head) donde está instalado el arreglo; seleccionando el valor menor para hacer la prueba. Se hace una excepción con la válvula de seguridad esférica; la cual puede probarse con un mínimo de 70% de su presión de trabajo. Dentro de esta prueba se distinguen: 

Pruebas iníciales: Son realizadas durante el montaje de las partes o previas al inicio de las operaciones de perforación.



Pruebas subsecuentes: Todos los componentes del conjunto a excepción del VIR anular se deben probar a una presión mayor a la máxima presión esperada en superficie; que no exceda la presión de trabajo de las válvulas de seguridad de ariete. La VIR esférica debe probarse como mínimo a 70% de su presión de trabajo. También puede usarse la presión de trabajo de los VIR ariete; escogiendo para ejecutar la prueba, el menor de los dos valores.

Equipos y accesorios utilizados en la prueba El equipamiento básico requerido para ejecutar la prueba; consiste en una bomba de alta presión y probadores o tapones de diferentes modelos y dimensiones. 

Bomba de alta presión: Considerando que las presiones de prueba en muchos casos sobrepasan el rango de presiones de las bombas del taladro; generalmente se utiliza un camión bomba similar a los usados en trabajos de cementación, o se contratan los servicios de empresas especializadas en pruebas de equipos VIR’S; las cuales disponen de bombas reciprocantes de alta presión de pequeñas dimensiones. Igualmente, y según las políticas de la empresa operadora; la unidad acumuladora de presión se puede adaptar para realizar las pruebas requeridas.

93


Continúa…

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Pruebas de equipos y accesorios (Viene…) Equipos y accesorios utilizados en la prueba (Viene…) 

Tapones de prueba: Son dispositivos especialmente diseñados para evitar la exposición del revestidor y el hoyo abierto, a las presiones de prueba. Se fabrican en tres tipos; es decir: el tapón de asiento, el tapón de copa y el tapón híbrido que combina las características de los dos primeros tipos; que son los más ampliamente utilizados. 

Tapón de asiento: Se diseñan para ser asentados en un tipo específico de cabezal de revestidor, utilizando una junta de tubería de perforación o para probar los VIR de ariete y esférica; aunque también pueden probarse los arietes ciegos, levantando la junta con el tapón y haciéndolo descansar sobre el cabezal del revestidor.



Tapón tipo copa: Su diseño especial les permite ser asentados únicamente en el revestidor. Se utilizan para probar los VIR de ariete y esférica; y no deben ser usados para probar los arietes ciegos teniendo en cuenta que la presión de prueba crea una fuerza (área copa x presión) que actúa directamente sobre la junta de prueba; debe ponerse especial cuidado al seleccionar el tipo y grado de acero de la junta, a fin de evitar eventuales fallas por cedencia del material.

En las siguientes figuras se muestran probadores tipo tapón de asiento y tipo copa.

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Pruebas de equipos y accesorios (Viene…) Manómetros y registradores de datos Para la ejecución de la prueba se requieren manómetros de diferentes rangos de presión y bien calculados. Igualmente se debe disponer de registradores gráficos de presión o cualquier otro dispositivo de adquisición de datos, a fin de elaborar y mantener un archivo con los resultados obtenidos en cada sesión de pruebas.

Procedimiento de prueba Las etapas que deben cumplirse para probar todos los componentes del sistema de válvulas de seguridad y accesorios a las operaciones de cierre y control del pozo; no constituye un esquema rígido; por lo que es aceptable que existan diferencias entre las operadoras en cuanto al orden a seguir para probar los diferentes elementos del sistema VIR. El procedimiento de prueba que se presenta en esta sección; está basado en un esquema de representación gráfica que indica mediante un código de colores y símbolos, los detalles siguientes: 

Punto de entrada de la presión de prueba.



El componente o accesorio que se prueba.



Líneas y conductas sometidas a la presión de prueba.



Líneas y conductas llenas con el fluido de prueba a presión atmosférica.

De esta manera y siguiendo en forma sistemática las diferentes etapas o pasos contemplados en el procedimiento sugerido, se prueban los diferentes componentes, líneas y accesorios que integran el conjunto VIR para el cierre y control del pozo.

Recomendaciones Antes de iniciar el proceso de prueba, se aconseja tener en mente y seguir las siguientes recomendaciones; a objeto de obtener mejores resultados y no generar tiempos improductivos: 

Verificar que los tapones de prueba, se corresponden con las especificaciones del revestidor y cabezal del revestidor instalados.

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

Constatar que las válvulas de flujo y VIR S de ariete estén instaladas en posición correcta. ’

Continúa…

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Pruebas de equipos y accesorios (Viene…) Recomendaciones (Viene…) 

Probar el sistema VIR y sus accesorios después de instalado por primera vez y después de asentar cada sarta de revestimiento; siguiendo todas las etapas contempladas en el apéndice III. Igualmente la prueba debe realizarse al menos una vez por semana durante un viaje; sin exceder siete (7) días entre pruebas, al menos que las condiciones del pozo lo impidan.



Recordar que las VIR de ariete ciegos o ciegos/cizallantes si lo hubiere no necesitan ser probados semanalmente; pero debe hacerse antes de perforar la zapata del revestidor o camisa (liner) subsecuente.



Planificar las pruebas de tal manera, que el personal de todas las guardias se familiarice con los equipos y accesorios utilizados para ejecutar la misma.



Probar nuevamente después de su reconexión todo elemento de sello de presión del sistema VIR que haya sido desconectado por cualquier razón.



Accionar diariamente los VIR ariete. En caso de sartas combinadas (tapered strings); los arietes de menor diámetro deben probarse una vez en cada viaje de tubería.



Accionar cada semana la VIR esférica, al mismo tiempo que se realice la prueba de rutina semanal.



Activar las estaciones de control alternas una vez en cada viaje.



Accionar semanalmente todas las válvulas del múltiple de estranguladores así como las válvulas de seguridad del cuadrante y de la tubería.



Mantener en todo momento en el taladro una válvula de seguridad de tubería tipo máxima abertura y otra para cierre interno (inside preventor) tipo dardo o de charnela; con las diferentes conexiones para los tubulares en uso. Estas válvulas deben probarse cada vez después de instalar una sarta de revestimiento, ya la presión máxima esperada en superficie. Inmediatamente después de la prueba, el estrangulador hidráulico debe ser accionado.



Mantener en el taladro y en buen estado de uso la junta y tapones de prueba. Igualmente en todo momento se debe disponer de un juego extra de anillos de empaque y de pernos con sus tuercas para sujetar las bridas del conjunto de VIR'S.

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

Desvestir e inspeccionar el conjunto de VIR S; utilizando los servicios de personal calificado, velar porque todos los elementos sellantes, sean reemplazados anualmente. ’

Continúa…

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Pruebas de equipos y accesorios (Viene…) Recomendaciones (Viene…) 

Realizar y reportar simulacros de arremetidas.



Verificar la presión de precarga de los acumuladores, respetando la frecuencia de revisión señalada por el fabricante.



Reportar los resultados de la prueba de VIR S en el informe diario de perforación y llevar un archivo aparte con esta información.



El sistema de botellas acumuladoras debe conservar en todo momento, 1.5 veces el volumen requerido para cerrar los componentes y accesorios del conjunto VIR S, con una presión mínima de 200 lppc sobre la presión de precarga.

’

’

100


FLUIDOS DE COMPLETACIÓN Y REPARACIÓN Introducción Durante la ejecución de operaciones de completación original, reparación y/o rehabilitación, cañoneo y en general toda operación de servicio al pozo; es necesario utilizar un fluido de trabajo que cumpla entre otras, las siguientes funciones.      

Asegurar el control de presiones durante la ejecución del trabajo. Proteger la formación productora contra daño. Transportar restos de materiales desde el fondo. Mantener en suspensión los elementos sólidos cuando la bomba está apagada. Proporcionar lubricación y enfriamiento a las herramientas que roten en el fondo. Proporcionar un medio adecuado para correr las herramientas de registros eléctricos y de cañoneo.


Lección

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1. Control de Presiones

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2. Características y tipos de fluidos de trabajo

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CONTROL DE PRESIONES Introducción Una de las funciones principales del fluido de trabajo se refiere al hecho de que debe generar en todo momento, una presión hidrostática al menos igual ó ligeramente mayor a la presión de la formación abierta o expuesta.

Contenido Teniendo en consideración que en la unidad 1 de este manual se trató el tema de la teoría de presiones, y se presentan diferentes ejemplos de cálculo; en esta lección se abordara el asunto concerniente a las caídas de presión en el sistema de circulación.

Bloque de Conocimiento 1. Caídas de Presión en el Sistema de Circulación

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Página 96


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 CAÍDAS DE PRESIÓN EN EL SISTEMA DE CIRCULACIÓN

Una vez que el fluido de trabajo sale de la bomba para recorrer el circuito de circulación, tal como se muestra en la figura, el mismo va perdiendo presión en cada una de las secciones que atraviesa, desde la superficie hasta regresar nuevamente a la línea de descarga. Estas caídas de presión ocurren debido a la fricción entre el fluido y las paredes de los conductos que atraviesa; el diámetro y longitud de estos conductos y el caudal de descarga de la bomba. Igualmente se debe destacar que la densidad y la viscosidad afectan las caídas de presión en el sistema de circulación, así tenemos que si la densidad aumenta también se incrementará la caída de presión por este efecto. Igualmente, si la viscosidad del fluido aumenta esto producirá un incremento en las caídas de presión en el circuito de circulación.

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Es bueno destacar, que estas pérdidas ó caídas de presión pueden ser evaluadas utilizando gráficos y nomogramas, así como a través de ecuaciones matemáticas bien definidas que tienen en cuenta las características reológicas de los diferentes tipos de fluidos de servicio.

CARACTERÍSTICAS Y TIPOS DE FLUIDOS DE TRABAJO Introducción Los fluidos de servicio utilizados en las operaciones de completación ó reparación de pozos deben poseer unas ciertas características especiales que garanticen tanto el control de presiones como la integridad del personal del taladro y el medio ambiente.



Página

1. Características de los Fluidos de Trabajo

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2. Tipos de Fluidos de Trabajo

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3. Propiedades Básicas de los Fluidos de Trabajo

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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE TRABAJO Introducción La selección del fluido de trabajo más adecuado para la ejecución de un trabajo determinado es un aspecto bien importante en la operación; pues el fluido seleccionado debe tener unas ciertas características especiales que garanticen el éxito de trabajo a realizar. Entre estas características destacan: 

Proporcionar la densidad requerida para controlar la formación expuesta, con un sobrebalance que no provoque pérdida de fluido hacia la formación.



Debe poseer en la medida de lo posible un bajo contenido de sólidos; a fin de evitar posibles obstrucciones de las perforaciones abiertas y/o reducción del índice de productividad, luego de la ejecución de trabajo de estimulación mecánica (fracturas) ó taponamientos de los intervalos abiertos después de realizar trabajos de empaque con grava.



Evitar en su composición aditivos corrosivos, a fin de minimizar futuras fallas en los elementos tubulares y equipos de fondo.



Considerando que estos fluidos deben permanecer durante largo tiempo dentro del pozo; es muy importante que sean químicamente estables y resistentes a altas temperaturas, a fin de minimizar el número de intervenciones durante la vida productiva del pozo.



Debe causar poco ó ningún daño a los intervalos productores abiertos. Para conseguir estas características el fluido de trabajo debe ser filtrado para eliminar partículas finas o sedimentos, las cuales deben estar en un rango de dos (2) a cuatro (4) micrones.

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No debe ser muy costoso. En muchos casos. Analizando bien las características de la formación y la historia de producción del pozo; se pueden formular salmueras que respondan a las anteriores características y con bajo costo de preparación.

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 TIPOS DE FLUIDOS DE TRABAJO Introducción Existe una amplia gama de fluidos de servicio que van desde el agua, pasando por el petróleo, gas, salmueras y lodos. A continuación se describen los más utilizados:

Emulsiones con Petróleo Este es uno de los fluidos de trabajo más populares. Se pueden preparar emulsiones de petróleo en agua y de agua en petróleo. Generalmente se utiliza diesel para su preparación, debido a que este fluido minimiza los efectos corrosivos y causa poco daño a las formaciones productoras; además de no contener elementos sólidos y su preparación resulta de bajos costos. Sin embargo, deben tomarse ciertas medidas de seguridad con su utilización, puesto que su uso presenta un alto riesgo de inflamabilidad.

Agua Salada de Formación Ideal para trabajar pozos con bajos gradientes de presión debido a su densidad ligeramente mayor a la densidad del agua fresca. Tiene efectos neutralizadores de hinchamiento sobre algunos tipos de arcillas. Para su utilización se recomienda someterlas a un proceso de filtrado para eliminar partículas sólidas, residuos de petróleo, parafina y asfalteno, que provocarían daño a la formación; sin embargo, su bajo costo compensa la inversión en el proceso de filtrado.

Salmueras Básicamente las salmueras son una solución de una sal en agua. Su preparación a nivel de taladro es relativamente fácil, y su costo está en relación directa con la densidad de la

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salmuera requerida. Se pueden preparar también salmueras combinando dos (2) sales en proporciones rigurosamente calculadas. Es importante destacar que la temperatura afecta la densidad de las salmueras, por lo que se recomienda revisar la historia de producción del pozo para conocer las temperaturas de fondo, otro aspecto muy importante a considerar cuando se diseñan salmueras; es el fenómeno de saturación, lo cual ocurre en una mezcla cuando se alcanza el máximo de material (sal), que puede admitir un determinado volumen de agua a una temperatura determinada (normalmente 60ºF). Si la temperatura se mantiene y añadimos mas sal con el propósito de aumentar la densidad de la salmuera, esto no ocurrirá. Lo más probable es que ocurra una precipitación de la sal en exceso en el fondo del tanque de mezcla; lo cual no solamente reduce la densidad de la salmuera si no que dificulta su bombeo a través del circuito de circulación, y a la formación. Por otra parte; si la temperatura se incrementa, entonces será posible agregar sal, y esta se disolverá aumentando la densidad de la solución. Cabe señalar igualmente; que si la temperatura se reduce, entonces parte de la sal en solución se convierte en pequeños cristales en el tanque de mezcla y líneas de circulación. Este fenómeno se denomina Cristalización; y la severidad de su ocurrencia depende en gran parte del tipo y la cantidad de sal presente. Todo lo anteriormente expuesto nos conduce a concluir que para obtener buenos resultados con la utilización de este tipo de fluidos; su preparación y manejo a nivel de taladro debe ser realizada por especialistas en la materia, que nos garanticen un buen control de las presiones del pozo y del medio ambiente. A continuación se insertan una serie de tablas y cuadros que muestran el rango de densidades que pueden ser alcanzadas por las diferentes salmueras.

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108


109


110


Fluidos de Empaque Cuando se ejecuta una operación de reparación y/o rehabilitación de pozos, una vez concluido el trabajo, y antes de poner el pozo de nuevo en producción, el fluido de servicio debe ser sustituido con un fluido que permanecerá en el espacio anular formado por el revestidor (casing), y la tubería eductora (tubing). Considerando que estos fluidos deben permanecer en el pozo hasta que se requiera una nueva intervención; los mismos deben poseer una ciertas características tales como: 



Garantizar el control de las presiones de formación y a la vez evitar la falla de la tubería de revestimiento por efecto de colapso y el estallido de la tubería eductora. Permanecer químicamente estable en el tiempo y no producir efectos corrosivos.

Cabe señalar, que cuando se trabajan pozos muy viejos; podemos encontrarnos con lodo de perforación como fluido de empaque, lo cual era una práctica corriente hace algunas décadas. En mucho de estos casos ha ocurrido la degradación del fluido, separándose la fase liquida de la fase solida; generando costosas operaciones para remover los sólidos sedimentados. En la actualidad, se dispone de una amplia gama de fluidos de empaque que cumple satisfactoriamente con los requerimientos exigidos para este tipo de fluidos, tal como se describe a continuación:

Fluido de Empaque Base Agua Fluidos que contengan material en partículas . En épocas pasadas fue una práctica común usar un lodo de perforación como un fluido de empaque en pozos, a alta temperatura. Las ventajas aparentes, de este método fueron las que se indican: 

El fluido estaba disponible, sin costo inicial adicional.



En caso de que ocurriera una fuga interna hacia la tubería, la columna hidrostática podría ser suficiente para matar el pozo y evitar cualquier situación problemática de presión dentro del revestidor.



Si ocurriera una fuga interna en un revestidor, los sólidos del lodo de perforación tienen excelentes características sellantes.

No obstante, las desventajas de usar lodo de perforación como fluido de empaque aparecen posteriormente en la vida del pozo, y tienen un efecto notable en los costos de

111


los trabajos de reacondicionamiento. Estos problemas son, usualmente, uno o más de los siguientes:  El asentamiento de la barita ocasiona operaciones prolongadas de pesca para sacar la tubería. 

Los fluidos a base de cal pueden adoptar un aspecto gelatinoso ocasionado por las altas temperaturas, o igual sucede los fluidos que hayan sido tratados o se les haya agregado soda cáustica. Por lo tanto, se requieren operaciones de lavado para limpiar bien el pozo.



Hay reducción gradual del pH, debido al ataque de bacterias o al sulfuro de hidrógeno generado por los componentes que contengan sulfuro.



Por la inestabilidad del fluido, la tasa de corrosión aumenta con el tiempo, o se depositan células corrosivas debido a los depósitos de sólidos del lodo que se va acumulando en las partes tubulares.



Se producen cantidades desconocidas de contaminantes, así como también la variación en la naturaleza de los sólidos Si se usa un enfoque correcto en la formulación de un fluido para una aplicación particular, pueden utilizarse los sistemas a base de polímeros/carbonato, a fin de proporcionar inhibición, propiedades de sellamiento, estabilidad a largo plazo y fácil manejo. Durante muchos años, numerosas compañías de servicio han proporcionado fluidos de empaque de muy buena estabilidad, basados en el uso de salmueras como fluido base. A estos, subsecuentemente, se les han agregado polímeros, calcio y/o carbonato de hierro, más dispersantes del tipo lignosulfanatos en los esfuerzos para obtener fluidos de empaque.

Estos fluidos han sido satisfactorios para solucionar varios problemas, tales como: 

El asentamiento del carbonato con el transcurso del tiempo, debido a la reducción de la viscosidad hoyo abajo. Esto es causado por la reducción de la viscosidad del agua, debido a un incremento de temperatura; y el efecto de la máxima dispersión delos lignosulfanatos que se produce a temperaturas entre 120 y 200°F. Por consiguiente, la viscosidad hoyo abajo es mucho menor que la viscosidad en la superficie.



La imposibilidad de obtener peso por sobre 13,5 lbs/gal, sin experimentar cambios en la viscosidad en la superficie que puedan ser muy altos de manejar. Esto es causado por la ineficiencia de los químicos de tratamiento debido a las altas concentraciones de sal.

112


En los sistemas se produce una copiosa espuma, debido a la combinación del agua salada con los lignosulfanatos



La entrada de oxígeno ocasiona que la tasa de corrosión sea alta y los pesos sean bajos.

Tomando en cuenta todas estas desventajas, estos tipos de fluidos están bien caracterizados y calificados en pruebas comparativas con otros tipos de fluidos. Las desventajas indicadas pueden eliminarse de este tipo de fluido comenzando con agua de una salinidad mucho más baja que las salmueras saturadas. Por ejemplo, para inhibir las arcillas hidratables, se puede usar agua a la que se le haya agregado suficiente cloruro de potasio. Luego, se selecciona un dispersante (que no sea a base de lignosulfanato) que pueda permitir el aumento de peso del fluido, desde 8,34 lbs/gal a 17,5 lbs/gal utilizando carbonatos. Para lograr estabilidad a largo plazo, se puede agregar un polímero estable a alta temperatura, lo que evitará el asentamiento de los carbonatos cuando el fluido esté sometido a temperatura por períodos prolongados. Bajo condiciones estables, al fluido no se pone espumoso y la viscosidad hoyo abajo estará nivelada y se estabilizará con un punto cedente y una fuerza de geles suficiente para suspender los sólidos o material de peso, y todavía lo suficientemente baja para restablecer la circulación sin excesiva acumulación de presión. Por lo tanto, eliminando estas desventajas de los sistemas de polímero/carbonato, se puede obtener un fluido de empaque de calidad superior, a un precio razonable. Los sistemas a base de sal/atapulguita se han usado con éxito, pero tienen capacidades limitadas de peso y viscosidades variables. Fluidos que no contienen sólidos insolubles. Mientras las salmueras limpias no

experimentan problemas de asentamiento, hay limitaciones en cuanto a peso y están limitadas a pesos bajos sin costo excesivo. Los fluidos proporcionan propiedades inhibidoras, pero no ofrecen propiedades de sellamiento. Debido a los efectos deposicionales, pueden colocarse las celdas o cupones de corrosión cuando se usen fluidos limpios, así como también cuando se empleen los fluidos que contengan sólidos

Fluido de Empaque Base Aceite Desde el punto de vista de corrosión, un fluido de base aceite sería ideal. Sin embargo, conlleva problemas en relación con el ambiente y los factores de costo, debido al asentamiento de los materiales de peso. Algunas causas de estos problemas son: la reducción de este tipo de fluido una vez pesado con gasoil, y la falta de tiempo disponible para probar el fluido antes de ser colocado en el espacio anular.

113


El embudo consistómetro modificado ha sido una ayuda en la evaluación delas viscosidades, según las condiciones hoyo abajo, pero no pueden ejecutarse las pruebas basadas en el asentamiento a largo plazo. Usando un carbonato en lugar de barita, y el emulsificador apropiado con base en una relación aceite-agua, se pueden diseñar los fluidos para que se desempeñen bien dentro de los parámetros predecibles. Estos fluidos deben diseñarse para su función en particular, y deben preparase con materiales cuidadosamente seleccionados y no con lodos que contengan sólidos provenientes de perforación. Se puede agregar un polímero térmicamente estable para darle suficiente viscosidad hoyo abajo, y prevenir el asentamiento. Con los carbonatos, la gravedad específica es menor que con la barita y la tendencia al asentamiento es menor. En conclusión, en la mayoría de las circunstancias puede diseñarse y prepararse un fluido de empaque, tanto de base agua como de base aceite, que cumpla con los parámetros necesarios para un rendimiento óptimo. Estos fluidos, especialmente diseñados, son más costosos que los fluidos convencionales de perforación, pero darán sus dividendos debido a un rendimiento superior y evitarán la pérdida de tiempo para posteriores operaciones mecánicas.

114


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 3 PROPIEDADES BÁSICAS DE LOS FLUIDOS DE TRABAJO Propiedades básicas de los Fluidos de Perforación A continuación se describen las propiedades básicas que exhiben los Fluidos de Trabajo: 

Densidad o “Peso”: Se refiere al peso por unidad de volumen y se expresada

comúnmente en libras por galón ó libras por pie cúbico. La densidad del fluido de trabajo debe ser suficiente para contrarrestar la presión de los fluidos de la formación; pero no demasiado alta como para fracturarla.

Bomba

Válvula Chek

Muestra de

Balanza de Fluido Presurizada

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Balanza Convencional para pesar el fluido.

Para “pesar” u obtener la densidad del fluido de servicio, se usan dos dispositivos, uno es la balanza de lodo convencional mostrada en la gráfica cuyo uso es el más difundido en la industria petrolera pero cuyas lecturas no son tan precisas a las obtenidas con la balanza presurizada, la cual logra eliminar el aire o gas contenido en la muestra de lodo que se analiza, sin embargo su uso no es tan expandido y se utiliza en aquellos casos donde el cliente requiera un alto grado de precisión en las lecturas de la densidad del fluido de trabajo. Procedimiento de medición, Balanza Convencional: 

Instalar el instrumento en una superficie completamente nivelada.



Limpiar y secar el recipiente y luego llenarlo con el fluido a ser pesado.



Colocar la tapa al envase, presione suavemente y luego aplique un mov imiento giratorio a la tapa hasta observar que parte del fluido sale por el orificio de la tapa.



Desplace el cursor y realice la medida.

Procedimiento de medición, Balanza presurizada:





Coloque el instrumento en una superficie nivelada.



Llene la bomba del instrumento con fluido de trabajo presionando en el pistón hasta llenar el recipiente completamente y que no se pueda añadir más fluido.



Limpie cuidadosamente todos los restos de fluido alrededor del recipiente y otras partes del instrumento.



Instale el cursor en el apoyo moviéndolo a lo largo del brazo graduado hasta lograr el balance entre el recipiente y el brazo.



La densidad del fluido se puede leer en la parte izquierda del cursor.



Después de realizar la medición, limpie cuidadosamente todas las partes del recipiente.

Viscosidad Plástica: Es la resistencia al flujo causada por fricción mecánica. Se ve

afectada por el tamaño y forma de las partículas, la concentración de sólidos y la viscosidad de la fase fluida.

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Punto Cedente: Es la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción

entre partículas sólidas del fluido. Es consecuencia de las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase fluida. 

Resistencia Gel: Fuerza mínima de tensión de corte necesaria para producir un

deslizamiento en un fluido, después que este ha estado en reposos por un periodo determinado de tiempo.

Viscosímetro Rotacional para medidas reológicas.

Comentario Importante Tomando en consideración que los geles y el punto cedente son responsables de la limpieza del pozo; se debe ser especialmente cuidadoso en mantener estos valores en los rangos óptimos de operación, para el tipo de fluido, al momento de realizar operaciones de dilución o de incremento de peso, puesto que un descuido en este sentido podrían traer problemas derivados de las presiones de surgencia y suabeo, sobre todo cuando estos valores se sitúan por encima del máximo del rango permitido. Por otra parte, valores altos de viscosidad plástica y punto cedente durante las operaciones de control pueden derivar en un incremento de la densidad equivalente de circulación (DEC) aumentando la potencialidad de una perdida de circulación que complicaría indudablemente las operaciones de control.

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RAZONES PARA REALIZAR COMPLETACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS Introducción El control de presiones durante la ejecución de trabajos de completación, reparación y reacondicionamiento de pozos puede resultar en la mayoría de los casos, una actividad mucho más complicada que las operaciones de control de arremetidas durante la fase de construcción (perforación) del pozo. La historia se inicia con el proceso de completación original del pozo; y prosigue con trabajos de intervención durante la vida productiva del mismo, tales como estimulaciones químicas y mecánicas, cambio de intervalo productor y recompletación, trabajos de empaques con grava, forzamiento de tuberías bajo presión (stripping), cambios de métodos de producción, etc; lo cual implica en muchos casos, la utilización de equipos y técnicas especiales para el control de presiones tales como unidades “snubbing “snubbing““ y de “coiled “coiled tubing”.


Lección

Página

1. Completación de un Pozo

111

2. Razones para Trabajos de Reacondicionamientos y Reparación de Pozos (Workover)

133

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COMPLETACIÓN DE UN POZO Introducción Una vez que el pozo ha sido construido, y se han seleccionado los intervalos productores; se inician una serie de actividades con la finalidad de poner en comunicación los fluidos de la formación con la superficie, utilizando una tubería eductora y una serie de accesorios y dispositivos de seguridad. Todas estas operaciones es lo que comúnmente se denomina completación ó terminación original de un pozo.



Página

1. Tipos de Completación

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2. Accesorios y Dispositivos para Completación de Pozos

118

119


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 TIPOS DE COMPLETACIÓN Introducción Después que las potencialidades del pozo han sido correctamente evaluadas, y tomando en consideración la tasa y tipo de fluidos a producir, la proyección de la declinación de presiones originales en el tiempo, amén de otras consideraciones inherentes; finalmente se decide cual será el tipo de completación más apropiado para la explotación racional del ó los intervalos productores.

Contenido A continuación se describen los tipos de completación más comúnmente utilizados en las operaciones de producción de pozos.

Completación Sencilla En este tipo de completación podemos encontrar varias categorías tales como: Completación sencilla en arenas consolidadas, Completación sencilla a hoyo abierto y empacada; y Completación sencilla selectiva.

Ilustración A continuación se muestran ejemplos ilustrativos de los diferentes tipos de completación sencilla.

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Completación a hueco abierto y empacado

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Completación Completación sencilla selectiva Completación Doble Este tipo de completación se utilizan en pozos con buen potencial de producción y donde la políticas de la empresa operadora requieran aumentar la producción en forma acelerada. Para este tipo de completaciones se requiere la utilización de una empacadura doble y se puede completar el pozo para que produzca de dos intervalos diferentes; y a través de dos sartas eductoras. También podría producirse el pozo de tres intervalos diferentes y dos tuberías eductoras; esto si la regulaciones gubernamentales lo permiten.

Ilustración A continuación se muestran ejemplos ilustrativos de los diferentes tipos de completación doble.

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Completación para Pozos con Levantamiento Artificial con Gas En pozos donde la declinación de la presión del yacimiento no permite producir el pozo por flujo natural; se hace necesario instalar válvulas de inyección de gas, para llevar el crudo hasta la superficie.

Ilustración A continuación se muestra un ejemplo ilustrativo de este tipo de completación para pozos con levantamiento artificial con gas.

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Completación con Válvulas de Gas Lift

Completación para Pozos Horizontales Como su nombre lo indica este tipo de completaciones se diseñan especialmente para pozos horizontales ó de alto ángulo y presenta una serie de beneficios tales como: 

 

Mayor recobro de reservas al lograrse una mayor producción de alrededor tres veces la producción de un pozo vertical en el mismo yacimiento. Minimiza la conificación de agua y gas. Reduce la producción de arena.

Ilustración

124


A continuación se muestra un ejemplo ilustrativo de este tipo de completación para pozos Horizontales.

Completación en Pozo horizontal con Empaque con Grava

Completación Monobore Este tipo de completación consiste en producir el pozo a través de una tubería eductora del mismo diámetro interno que el revestidor ó liner de producción. Con este diseño se busca optimizar la producción del pozo a través de una sola tubería eductora, sin las complicaciones implícitas en una completación doble.

Ilustración A continuación se muestra un ejemplo ilustrativo de este tipo de completación para pozo monobore.

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Completación Monobore

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 ACCESORIOS Y DISPOSITIVOS PARA COMPLETACIÓN DE POZOS Introducción Estos son equipos y accesorios que se colocan en la tubería eductora y forman parte de la sarta de completación del pozo. A través de estos accesorios y dispositivos se pueden realizar diferentes trabajos de mantenimiento sub-superficial sin necesidad de “matar” el pozo ó sacar la sarta de completación; a la vez que proporcionan barreras de seguridad

126


que permiten interrumpir la producción del pozo cuando ocurren eventos no deseados en superficie.

Contenido Antes de entrar a mencionar y describir los principales accesorios y herramientas utilizados en la completación del pozo; es conveniente referirnos a dos aspectos muy importantes que están relacionados con la terminación del pozo; y que son:

Tubería Eductora Este tipo de tubería constituye el conducto principal que pone en comunicación los fluidos desde los intervalos productores hasta la superficie. La tubería eductora ó tubing también cumple otras funciones como proteger a la tubería de revestimiento contra la corrosión y algunos esfuerzos compresivos. La longitud promedio de este tipo de tubería está alrededor de los 31 pies y se fabrican en diferentes diámetros; siendo los más comunes 2 3/8, 27/8 y 31/2; los cuales se manufacturan según normas API y en diferentes grados de acero como por ejemplo H40, J55, C75, N80 y P110. En algunas áreas donde se sospecha ó se tiene ya la certeza que se producirán gases agrios asociados a la producción de hidrocarburos; la tubería eductora se fabrica en aleaciones especiales como cromo-níquel para preservarla contra los efectos de corrosión. Igualmente, para situaciones menos severas al eductor se le aplica un revestimiento especial (coating), para alargar su vida útil. Cabe señalar igualmente que existe una variedad de acoples y roscas para utilizar en la sarta de tubería eductora, de acuerdo a las características del pozo y el tipo de fluido a producir.

Valores de cedencia (Yield) para diferentes grados de Tubing API

Sarta de Trabajo

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La columna de tubería junto con los diferentes accesorios y herramientas utilizado para realizar diferentes trabajos de reparación (workover) en un pozo; es lo que comúnmente se denomina sarta de trabajo. En muchas áreas operacionales, la misma sarta de completación cuando es sacada del pozo; es a veces utilizada como sarta de trabajo para realizar la actividad de reparación ó rehabilitación programada; y una vez culminado el trabajo vuelve nuevamente al pozo como sarta de completación con sus respectivos accesorios. En otros casos, y considerando más que todo aspectos económicos relativos al costo de una tubería especial por ejemplo; la sarta de completación se retira del pozo y se coloca en los burros, para luego proceder a utilizar una sarta con tubería de trabajo para realizar las actividades de “workover” programadas. Por otra parte, cabe señalar que en muchos trabajos se utilizan sartas combinadas; es decir, tubería de 2 7/8 por ejemplo con tubería de perforación de 3 1/2.

Niples de Asiento Estos niples tienen una configuración interna que sirve como localización de posición para asentamiento de toda clase de equipos de control de equipos sub-superficial. Las partes principales de estos niples son: los recesos de anclaje, los recesos de localización y la sección de empaque. Existen básicamente dos tipos de niples de asentamiento:  Tipo “S” ó selectivo por el mandril de localización.  Tipo “X” ó selectivo por la herramienta de corrida.

Ilustración A continuación se muestra un ejemplo ilustrativo de niple de asentamiento de tipo “X”.

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Niple Tipo “X”

Niple Tipo “XN” con Tope No-Go

Mandriles Son dispositivos que se instalan en la sarta eductora y que permite la comunicación entre el “tubing” y el “casing”, a la profundidad a la cual la herramienta es instalada. Uno de los tipos más comunes es el mandril para válvulas de “gas lift”. Considerando que en una completación necesariamente se requieren varias válvulas; entonces se instalaran los mandriles necesarios para alojar a las respectivas válvulas.

Ilustración A continuación se muestra el tipo de mandril con bolsillo lateral; el cual es muy utilizado ya que permite instalar y remover con guaya (wireline) las válvulas de gas lift.

Mandril con Bolsillo Lateral

Acoples para Flujo (Flow Coupling)

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Este tipo de accesorio colocado en las completaciones, son fabricados en aceros especiales de pared gruesa, con la finalidad de prevenir la erosión en el “tubing” causada por altas tasas de flujos y sólidos finos; y también por la turbulencia que se produce cuando el diámetro interior del niple de asiento es menor al diámetro interior de la tubería eductora (tubing). Normalmente este dispositivo se coloca por encima y por debajo del niple de asiento, se recomienda que tengan el mismo diámetro interior que el de la tubería eductora.

Ilustración A continuación se muestra el accesorio descrito anteriormente.

Acople para Flujos (Flow Coupling)

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Camisas de Circulación Deslizantes (SSD) Este dispositivo ha sido diseñado para permitir la comunicación entre la tubería eductora y el espacio anular circundante. Este accesorio consiste en dos mangas concéntricas ranuradas. La manga ó camisa más interior, puede ser deslizada desde la superficie mediante un trabajo de “workover” con guaya fina a fin de realizar la alineación que permita la circulación de fluidos. Estos dispositivos generalmente se utilizan entre otros, para los siguientes propósitos: 

Para circular un fluido menos denso dentro del “tubing”, antes de que el pozo entre en producción.



Para circular un determinado fluido de trabajo apropiado para “matar” el pozo.



Como dispositivo para producir el pozo en completaciones multizona.



Como dispositivo de contingencia para igualizar presiones a través de un tapón asentado profundo; luego de la ejecución de una prueba de integridad de presión.

Ilustración A continuación se muestra el dispositivo de camisas de circulación

Camisa de Circulación Deslizante

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Empacaduras de Producción (Packer) La principal función de las empacaduras, es proteger al casing de la presión del pozo y de los eventuales fluidos corrosivos. La empacadura asegura el sellado entre el tubing (outside) y el casing (inside) para prevenir el movimiento del fluido al anular, causado por la diferencia de presiones entre las áreas encima y debajo del punto de fijación, durante toda la vida productiva del pozo. Es parte de la sarta de completación y es instalado en la extremidad inferior y puede ser utilizado sea para la completación definitiva del pozo que para la completación temporal tales como pruebas y/o estimulaciones. En completaciones múltiples las empacaduras separan dos o más zonas productivas del mismo pozo. Salvo situaciones / necesidades particulares, normalmente se sientan sobre la zona baleada, a una distancia tal que el zapato de la cola del tubo (si hay) este alrededor de los 20 metros encima del tope de los perforados.

Nota: La empacadura usualmente asegura que el tubing sea anclado al casing de tal forma de prevenir

movimientos, aunque en ciertos tipos de completación puede haber conexiones de sellado de movimiento libre entre el tubing y la empacadura.

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Principales Componentes de las Empacaduras Entre los principales accesorios y partes de una empacadura, se pueden mencionar: 

El sistema de cuñas de anclaje al casing.



Unidad de empaque - packing unit (sobre el casing).



El receptáculo pulido (solo para packers permanentes).



La conexión y sello del tubing.

Las cuñas y las unidades de sellos aseguran el anclaje y sellado con el casing, mientras que el sello con el tubing se obtiene en el packer bore. La conexión entre la empacadura y el tubing pueden ser de dos tipos: 

Fijo; con hilos superiores para packer recuperables, o con tubing anclable para empacaduras permanentes;



Dinámico; con posicionador (tubing locator) para empacaduras permanentes.

Clasificación de las Empacaduras

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Las empacaduras se dividen en dos categorías principales: 

recuperables; diseñados para ser fácilmente recuperados del pozo.

Son utilizados en aplicaciones tales como cementaciones, fracturaciones o pruebas y son recuperadas al término de la operación. Son utilizadas también como packer de completación cuando sé estipulan trabajos de workover frecuentes o en completaciones selectivas. 

permanente; diseñado para permanecer en el pozo durante mucho tiempo.

Son utilizados principalmente en la completación de pozos y donde se preveen estimulaciones o esfuerzos particulares de la sarta. Una vez asentado, si es necesario operar debajo, será necesario perforarlos.

Ilustración A continuación se muestran ejemplos ilustrativos de los tipos de empacaduras más comunes:

134


Empacadura Recuperable

Empacadura Permanente

Asentamientos de las Empacaduras Otra característica importante de las empacaduras es el sistema de asentamiento que puede ser: 

mecánico; el asentamiento es realizado por la rotación de la sarta y la descarga ó

aplicación de un cierto peso para comprimir la unidad de empaque (packing unit). El desanclado de una empacadura mecánica recuperable se realiza mediante tracción mecánica para recuperar (quitar) el peso descargado durante la fase de asentado y por la apertura de la válvula de circulación. 

Hidráulico; el anclaje se logra aplicando una presión hidráulica a través de la

misma sarta de completación (adecuadamente taponada debajo de la empacadura) para colocar las cuñas en la posición de anclaje y energizar la unidad de empaque (packing unit). El desanclaje (de las empacaduras hidráulicas recuperables) se realiza aplicando tensión a la sarta hasta provocar el corte del anillo o el enrosque que libera el sistema de bloqueo interno. Las empacaduras recuperables pueden anclarse mecánicamente, descargando peso o hidráulicamente a través de la sarta de completación. Nota: Antes de recuperar las empacaduras es necesario equilibrar la presión encima y debajo de la unidad de

sellos (packing unit).

Al término de la operación para las que han sido utilizadas, o por necesidad de workover, estas empacaduras pueden ser generalmente recuperadas jalando la sarta a la que están conectadas: 

En el caso de anclaje mecánico, la acción de jalado sirve para recuperar el peso descargado en la fase de anclaje, quitar la compresión del elemento sellante, y abrir la válvula de circulación y desanclando el packer.



En el caso del anclaje hidráulico, la tracción provoca la rotura de un anillo (shear ring) que libera el sistema de bloqueo interno activado durante la fase de anclaje de la presión hidráulica.

135

Manual de Control de Pozos Completación y Reparación Nota: En empacaduras dobles el anillo de corte debe ser instalado solo en la sarta larga o en ambas sartas.

Las empacaduras permanentes generalmente tienen un doble juego de cuñas para el anclaje al casing y la compresión del elemento de sello. Pueden ser anclados hidráulica, mecánica o eléctricamente, en estos dos últimos casos la sarta de completación se baja después del anclaje. Los tipos más comunes son: 

Fijado mecánico con setting tool (hidráulico) o con un cable eléctrico y un wireline especial con adapter kit. La conexión entre el tubing y el packer pueden ser del tipo permanente (tubing anchor) o móvil (tubing seal locator).



Fijado hidráulico con la misma sarta de completación.

Prueba de la Empacadura Prueba de presión: después de asentar la empacadura, se prueba el sellado contra el

casing, presurizando el anular (1,000-1,500 psi) y controlando la presión por un cierto periodo de tiempo; si la presión desciende es indicación de fuga. Si el casing por debajo de la empacadura no ha sido cañoneado, la prueba de presión puede realizarse presurizando el tubing y controlando (check) el anular.

Recuperación de la Empacadura La recuperación de la empacadura después de una prueba o durante las operaciones de workover pueden causar algún problema y si la maniobra no se lleva a cabo correctamente ello puede generar una arremetida (Kick). La causa principal está en la unidad de sellos externa ya que a veces queda deformada provocando un efecto pistón peligroso durante la extracción de la sarta. Para evitar tal situación es necesario establecer una comunicación entre las zonas superior e inferior de la empacadura; lo cual puede lograrse bien: 

A través de una válvula de circulación, previamente colocada en la fase de completación

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O perforando el tubing justo encima de la empacadura. Si esto no fuera posible, se debe realizar la maniobra que se describe a continuación.

Después de matar el pozo, desanclar la empacadura seguido de un periodo de observación estático. Recuperar algunas parejas (stands) de tuberías, manteniendo el control del volumen de entrada y salida. Bajar al fondo nuevamente, para limitar un eventual ingreso del fluido de formación y daño de la empacadura, y así obtener una comunicación que permita la circulación. Si esta situación no mejora, la maniobra deberá hacerse más lentamente controlando los volúmenes de entrada/salida, prevaleciendo el control en los volúmenes de entrada para mantener a la formación en absorción ligera (reducida) y prevenir algún ingreso de fluido en el pozo.

Válvulas de Seguridad Sub-Superficiales Las válvulas de seguridad son bajadas a una profundidad entre 50 y 100metros.

Su función fundamental es detener el flujo del pozo en caso de una condición de emergencia. Hay dos tipos de válvulas de seguridad:

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(SCSSV); Válvulas que forman parte integral de la sarta de completación que pueden ser recuperados con el tubing y que son instaladas en un niple de asiento (landing niples) desde el cual parte una línea de control adosada a la sarta, que permite la activación de la válvula desde superficie.



(SSCSV); Válvulas instaladas en la sarta de completación en niples de asientos especiales. Se activan mediante operaciones de guaya fina (Wireline).

Características Válvulas SSCSV El mecanismo de cierre esta constituido de una esfera (ball) o de un flapper que bajo condiciones normales se mantiene abierto por un resorte calibrado. La válvula puede ser de dos tipos: 

Diferencial; cierra cuando la presión diferencial en la válvula excede un cierto valor a causa del incremento del flujo: el flujo en el tubing mueve la válvula hacia arriba venciendo la fuerza (resistencia) del resorte y moviendo hacia la posición de cierre a la esfera o flapper.

138


Operada con Presión: la válvula está provista de una cámara precargada que

presiona al resorte moviéndolo a la posición de cierre. La válvula cierra cuando, por alguna razón, cuando la presión desciende a un valor mas bajo que el valor de la precarga. Con respecto a las válvulas diferenciales, las válvulas operadas con presión tienen la ventaja de no ser afectadas por el tipo de flujo y son fácilmente calibrables. Por esta condición son particularmente apropiadas para pozos que producen a bajas tasas de flujo y/o baja presión y cuando el flujo no es predecible (gas con agua o influjo de hidrocarburo, o crudo con relación gas/petróleo (GOR) variable.

Características Válvulas SCSSV Estas válvulas son accionadas por una fuente externa al pozo y por eso no son afectadas por el tipo de fluido o caudal. La presión hidráulica en la línea de control (la cual corre paralela al lado del eductor), acciona el dispositivo “fail-safe” y coloca la válvula en posición de apertura.

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Cabe señalar que el panel de control hidráulico esta conectado a un sistema de seguridad especialmente para detectar la presencia de gas y/o fuego. El sistema de cierre puede ser de dos tipos: 

Tipo bola, que en posición de cierre limita la posibilidad de bombear dentro del pozo.



Tipo flapper, el cual es mas confiable y permite, en el caso de mal funcionamiento de la válvula, bombear dentro del pozo.

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Resumen Importante A continuación, y a manera de resumen gráfico; se inserta una figura que muestra los elementos y accesorios más importantes utilizados en la completación de un pozo.

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RAZONES PARA TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTOS Y REPARACIÓN DE POZOS (WORKOVER) Introducción Durante la explotación de un campo petrolero, es necesario tomar decisiones relativas a la explotación racional de los yacimientos; y más directamente, las relacionadas con la vida productiva de los pozos que conforman los yacimientos. Así tenemos que en general, las decisiones sobre la intervención en un determinado pozo, es básicamente un asunto económico. Por ejemplo, si la producción en un pozo ha declinado sustancialmente, y el departamento de ingeniería propone realizar una estimulación (química ó mecánica), para aumentar el índice de productividad de dicho pozo, habrá que realizar el análisis económico respectivo a ver si resulta rentable realizar el “workover”. Normalmente, en el caso de que no resulte económicamente factible realizar el trabajo; el pozo ó el intervalo productor analizado debe ser taponado y abandonado; y esto ameritará de todas maneras un trabajo de “workover”. En resumen, un trabajo de “workover” se define como cualquier intervención con fines

específicos que se haga en un pozo, posteriormente a su completación original.



Página

1. Tipos de Reacondicionamientos y/o Reparaciones

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2. Técnicas de Reacondicionamientos y/o Reparaciones

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BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 TIPOS DE REACONDICIONAMIENTOS Y/O REPARACIONES EN UN POZO (WORKOVER) Introducción Entre las razones ó justificaciones más comúnmente esbozadas para realizar trabajos de intervención (workover), en un pozo, en la etapa ulterior a su completación ó terminación original; se pueden mencionar:

Incrementar la producción de hidrocarburos En general, la mayoría de las intervenciones que se realizan en un pozo, tienen como objetivo primario mejorar el índice de productividad del mismo. Ahora bien, para realizar el trabajo adecuado, se debe realizar un buen diagnostico del problema. Así tenemos que las experiencias de las grandes empresas en la explotación de yacimientos; indica que problemas de baja permeabilidad de la roca y de baja presión del yacimiento, constituye la fuente ó causa principal que conlleva a la ejecución de trabajos de “workover” para mejorar la producción del pozo. La baja permeabilidad de un yacimiento se traduce en una dificultad de los fluidos (hidrocarburos), para desplazarse a través del medio poroso intercomunicado; lo cual implica una reducción en la tasa de producción del pozo. En este punto es conveniente señalar que la reducción de permeabilidad puede observarse debido a daño a la formación en las cercanías del área de drenaje del pozo, ó debido a que estemos en presencia de un yacimiento con baja permeabilidad natural. Para distinguir de qué tipo de baja permeabilidad estamos hablando, es necesario realizar y analizar correctamente las pruebas de producción (DST). Por otra parte, las bajas presiones de producción observadas en superficie, se traducen a menudo en una disminución de la tasa de producción de hidrocarburos. Todo esto está íntimamente ligado al origen de la energía (presión), que impulsa a los fluidos del yacimiento; de tal manera que esta energía debe administrarse y monitorearse constantemente a fin de obtener en todo momento tasas optimas de producción, lo cual evitaría la intervención temprana en el pozo.

Controlar la producción de agua y gas Uno de los principales problemas a los cuales debe enfrentarse el ingeniero de producción; es precisamente el control de la producción excesiva de agua o gas desde el yacimiento, ya que esto conllevaría tarde o temprano a una reducción de la tasa de

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producción de petróleo, lo que a su vez generaría un trabajo de “workover” para remediar la situación. Cabe señalar, que es prácticamente inevitable producir una cierta cantidad de gas asociado a la producción de petróleo; esto como consecuencia de que al producir el pozo con una presión que esté por debajo del punto de burbujeo del yacimiento, se comienzan a formar burbujas de gas que conforman una capa que se sitúa por encima del nivel de petróleo. A medida que la producción avanza el tamaño de la capa de gas aumenta y el contacto gas-petróleo se modifica; y si no se toman acciones correctivas la producción de gas aumenta, mientras que la de petróleo se reduce, y puede llegar a un punto en que se haga necesario realizar un “workover” para revertir esta situación. En las figuras siguientes se ilustra este proceso.

Por otra parte, la producción excesiva de agua en yacimientos de petróleo es frecuentemente causa de abandono de los horizontes productores. Esto es el caso en yacimientos donde el mecanismo de empuje o la fuente de energía son de tipo hidráulico; y durante la vida productiva del pozo, es típico observar y el contacto petróleo/agua alcance las perforaciones abiertas, y a partir de este momento la producción de agua se incrementará. En este caso es posible cementar los intervalos productores de agua situados por debajo del nivel de petróleo y continuar produciendo el pozo por un cierto

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tiempo adicional; sin embargo, esta solución en la mayoría de los casos es poco duradera, y se deberá realizar un nuevo “workover” para abandonar completamente el horizonte productor. Otro tipo de problemas que a menudo se encuentra en yacimientos con empuje hidráulico, y cierto grado de permeabilidad vertical, es lo que se conoce como conificación del agua. Este fenómeno se observa con frecuencia en pozos que produce a altas tasas de flujos, y el agua conificada puede provenir inclusive de zonas situadas por debajo de las perforaciones abiertas.

Controlar la producción de arena La producción de arena asociada a los hidrocarburos, es uno de los problemas más comunes encontrados durante la vida productiva de un pozo. En algunos casos, el problema puede ser tan severo que obliga al abandono permanente de un determinado horizonte ó intervalo productor; por lo tanto será necesaria realizar una operación de “workover” para realizar esta tarea. Cabe señalar; que aparte de la reducción en la producción del pozo, la arena producida causa daños colaterales por efecto de erosión en los equipos y accesorios de subsuelo, y también en las líneas de superficie. Para ayudar a contrarrestar las incidencias negativas de este problema en la producción de hidrocarburos, se han diseñado a lo largo del tiempo numerosas técnicas para controlar la producción de arena en los pozos. Una de estas técnicas, consiste en colocar un

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“consolidado” de arena mezclado con una resina plástica alrededor del área de drenaje del pozo a fin de aumentar la resistencia de los granos más finos a fin de evitar que estos sean arrastrados por el flujo de los fluidos de la formación. Este método presenta algunas limitaciones y su uso esta circunscritos a casos muy específicos; por ejemplo, en completaciones múltiples. Otra técnica comúnmente empleada consiste en colocar en frente del intervalo productor un “liner” ranurado junto con una rejilla que deja pasar el petróleo y retiene los sólidos mayores al tamaño de los orificios de las rejillas. El método más popular en la industria petrolera mundial para el control de arena; es la técnica del empaque con grava (Gravel Packing), que consiste básicamente en bajar un “liner” ó camisa ranurada y colocarlo en frente del horizonte productor; donde previamente el hoyo a sido ensanchado y se ha bombeado grava de una cierta granulometría. Igualmente en algunos casos, se puede incluir la colocación de una rejilla a fin de optimar el control de la arena producida. A parte de las condiciones de flujos del pozo; un buen diseño de empaque con grava, debe igualmente tener en consideración las características de la arena de la formación y la selección adecuada del tipo de grava. En resumen este diseño debe ceñirse a lo estipulado en la Norma API-RP 58; que en específico para la calidad de la grava requiere de ciertos estudios que se resumen en el flujograma mostrado a continuación:

Controlar y remediar daño a la formación Uno de los grandes retos que han tenido siempre los ingenieros de producción; es el de diagnosticar y prevenir el daño que ocurre alrededor y dentro de los intervalos productores abiertos durante la vida productiva del pozo, y que en general genera diversos trabajos de “workover” para remediar esta situación de daño a la formación. Cabe señalar que el potencial daño a la formación comienza a gestarse desde el momento mismo de iniciarse la construcción del pozo; pues si no se selecciona

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adecuadamente el fluido de perforación a utilizarse, la formación comienza hacer invadida por el filtrado del lodo de perforación y por los sólidos finos tales como la barita u otro material densificante del mismo lodo utilizado. En el caso de fluidos a base de agua el filtrado provoca o puede provocar la hidratación de ciertos tipos de arcillas dentro de la formación generando cierto taponamiento u obstrucciones que a la postre devienen en una cierta pérdida de permeabilidad relativa a los fluidos del yacimiento y por consiguiente en una reducción del índice de productividad del pozo. En cuanto a la invasión de fluido proveniente de lodos a base de petróleo, éstos tienden a formar emulsiones viscosas con los fluidos del yacimiento, que alteran la mojabilidad primaria de la roca, lo cual se traduce en una disminución de la permeabilidad relativa al petróleo del yacimiento. En resumen, la tarea del ingeniero de producción debería estar más focalizada hacia la prevención, que hacia las acciones remédiales.

Estimular el pozo para incrementar producción La ejecución de trabajos de “workover” para mejorar la productividad de un pozo; son una consecuencia directa de la necesidad de remediar el daño a la formación y restaurar la permeabilidad relativa del yacimiento. Básicamente, estaríamos hab lando de dos tipos de estimulaciones al pozo para lograr este propósito:

Estimulación Matricial ó Química Esta técnica consiste en inyectar o “lavar” con ácidos los intervalos productores abiertos utilizando una presión por debajo de presión de fractura del yacimiento; a fin de lograr una cierta penetración radial dentro de la formación. La estimulación por este método

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conlleva a la restauración total ó parcial del yacimiento mediante la disolución de las partículas que obstruían el paso de los fluidos por los canales naturales del flujo. Los tipos de ácidos más comúnmente usados en este tipo de tratamiento químico son los siguientes: - Acido clorhídrico (HCI) - Acido fluorhídrico (HF) - Acido acético (CH3 - COOH) - Acido fórmico (HCOOH).

Igualmente, se pueden utilizar combinaciones de estos ácidos y algunas variantes usando ciertos aditivos para trabajos específicos.

Estimulación mecánica Esta técnica de remediación de permeabilidad del yacimiento; es ampliamente utilizada a nivel de la industria petrolera mundial, y se le identifica igualmente con el nombre de fracturamiento hidráulico. Esta técnica consiste básicamente en bombear un fluido con un agente de soporte a una determinada tasa de bombeo y presión de inyección; de tal manera de superar el gradiente de resistencia de la formación y provocar así una fractura del yacimiento que genera canales de flujo en diferentes direcciones; lo cual mejora sustancialmente al permeabilidad de la roca productora. Entre los beneficios que se pueden conseguir con la aplicación de esta técnica de

fracturamiento hidráulico, si se realiza en forma exitosa, tenemos: -

Remoción de daño a la formación. Incremento del índice de productividad del pozo. Conectar la microfracturas naturales que pudiera tener el yacimiento. Disminuir el diferencial de presión (drawdown), alrededor del área de drenaje del pozo a fin de disminuir la producción de arena. Controlar la producción de escamas. Retardar el efecto de conificación del agua.

En la gráfica, se ilustra el resultado de un proceso de fracturamiento hidráulico.

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Recompletar el pozo en un nuevo intervalo productor del mismo yacimiento Esta es una de las razones más frecuentes para la ejecución de trabajos de “workover”. En casos donde se desea abandonar un intervalo cuyo daño se considere irreparable; se pueden realizar cambios de zonas productoras, bien sea profundizando el mismo pozo, realizando un trabajo de desviación del pozo (sidetracking), ó simplemente seleccionando un intervalo superior del mismo yacimiento productor. En las graficas siguientes, se ilustran dos de estos tipos de trabajos de “workover”:

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Pozo Desviado y recompletado en el mismo Yacimiento

Reparar problemas mecánicos en el pozo Durante la vida productiva de un pozo; ocurren problemas mecánicos de diversa índole que generan frecuentes intervenciones (workover), para remediar las situaciones planteadas. Uno de los problemas mecánicos más frecuentes, son las fallas derivadas de una mala cementación primaria. Con frecuencia ocurren también fallas en el revestidor, en la tubería eductora (tubing), fugas a nivel de las empacaduras y problemas de comunicación entre zonas productoras; esto ultimo con mayor frecuencia en pozo con completaciones múltiples.

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Uno de los problemas más comunes derivados de una falla en la cementación primaria; ocurre cuando el agua se canaliza a través de la zona mal cementada, invadiendo la zona productora y perturbando así la producción de crudo. Otra situación que pudiera presentarse debido a fallas en la cementación; es el flujo de fluidos de la zona productora, hacia un intervalo no productor con una presión de poros menor a la del intervalo productor. Estos dos casos, se ilustran a continuación:

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 TRABAJOS COMPLEMENTARIOS Introducción

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La planificación y diseño de un trabajo de “workover” requiere la realización de actividades que denominaremos complementarias para la total ejecución del trabajo de intervención planificado. Dentro de estas actividades, quizás las más importantes son las operaciones de cañoneo (perforating), cementaciones secundarias y las pruebas de producción (DST).

Operaciones de Cañoneo Básicamente una operación de cañoneo se realiza para establecer una comunicación efectiva entre el yacimiento y el interior del pozo a través de orificios creados en el revestidor, cemento y la formación; a fin de evaluar y poner en producción el intervalo cañoneado. Cabe señalar, que el hecho mismo de efectuar la operación de cañoneo puede causar un cierto daño a la formación, considerando que se producen partículas ó materiales de desechos que pudieran obstruir parcialmente los canales de circulación de los fluidos de la formación. En este sentido, debe hacerse una selección adecuada del tipo de cañón y método de cañoneo, de acuerdo a las condiciones y características del yacimiento; a fin de minimizar el posible daño a la formación.

Tipos de Cañoneo Los tipos de cañones más utilizados en la industria a través del tiempo han sido: 

Tipo bala. Se introdujo su uso masivo en la década de los años cincuenta en la

actualidad su uso está restringido a formaciones blandas o fracturadas. 

Tipo hidráulico. Introducido en el mercado a inicios de los años sesenta; este tipo

de cañoneo utiliza fluidos a altas presiones, a veces mezclados con arena para hacer orificios en el revestidor, cemento y formación. A pesar de que este sistema crea poco daño a la formación; tiene la desventaja de ser lento y costoso. 

Tipo chorro. Es la técnica de cañoneo más utilizada en la actualidad. Este sistema

incorpora el uso de explosivos de alta potencia y cargas moldeadas con una cubierta metálica. Esta técnica es muy versátil, ya que las cargas pueden ser seleccionadas de acuerdo a la resistencia de la formación; y los cañones pueden ser bajados al pozo utilizando guaya eléctrica, guaya mecánica, tubería de producción ó tubería flexible (coiled tubing). Por otra parte, la eficiencia de este sistema está basada en los explosivos; los cuales producen una onda de alta velocidad y la energía necesaria para realizar una penetración efectiva en el revestidor, cemento y formación. En la figura siguiente, se idealiza la acción del cañoneo.

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Los tipos de explosivos más comúnmente utilizados son los siguientes; con sus respectivas velocidades de penetración: 

RDX y HMX hasta 26.000 pies/segundo.



HNS y PYX hasta 20.000 pies/segundo.

El mecanismo de explosión se realiza en varias etapas, empezando con el detonador o iniciador que activa al cordón detonante para que finalmente la carga explosiva y moldeada principal desarrolle el trabajo de penetración de la formación a alta velocidad; tal como se muestra en la figura siguiente:

Métodos de Cañoneo

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Existen básicamente tres tipos o métodos de cañoneo de los intervalos productores; que se utilizan ampliamente en la industria petrolera mundial, de acuerdo a las características del yacimiento y las condiciones del pozo. Estos métodos son: 

Cañoneo a través de la tubería de producción (through tubing gun). Como su

nombre lo indica, los cañones son bajados con guaya a través de la tubería de trabajo cuando se utiliza una empacadura de prueba; ó a través de la tubería eductora cuando se cañonea estando ya la completación final asentada. Este método se utiliza generalmente creando un diferencial de presión negativo (Ph < Py); lo cual facilita la limpieza de las perforaciones. El método presenta la desventaja de no ser selectivo; es decir, si se desea cañonear otro intervalo habrá que controlar el pozo, lo cual implica que las perforaciones ya abiertas entrarían en contacto con el fluido de control, y esto pudiera eventualmente provocar un cierto daño a la formación. En la figura siguiente, se esquematiza una situación de cañoneo a través de la tubería de producción.

Cañoneo Bajo Balance (Ph < Py) 

Cañoneo a través de la tubería de revestimiento (Casing gun). En este método

los cañones se bajan con cabria en sitio y equipo de guaya; y son generalmente del tipo recuperable. La operación de cañoneo se realiza con un diferencial de presión positivo (P h > Py); lo cual permite mantener el control del pozo. Sin embargo, los residuos creados por la explosión permanecen en el área de drenaje del pozo; generando eventualmente una situación de daño a la formación. Es importante destacar que este método por su alta eficiencia y calidad de los disparos, es la técnica preferida cuando se requiere un buen control del tamaño de las perforaciones; como por ejemplo trabajos de fracturamiento muy específicos y el cañoneo de pozos

155


inyectores. La figura siguiente ilustra una situación típica de cañoneo a través del revestidor (Casing gun).

Cañoneo en Sobre Balance (Ph > Py) 

Cañoneo utilizando la tubería de producción (TCP). En este método, los cañones

son transportados utilizando la sarta de trabajo de producción; en conjunto con una empacadura, la cual debe ser asentada antes de iniciar la operación de cañoneo. Con esta técnica, se logran orificios limpios, profundos y bastantes simétricos; esto debido a que se pueden utilizar cargas de alta penetración en combinación con una alta densidad de disparos. Este es el método preferido, cuando se trata de pozos de alto ángulo de inclinación. Igualmente desde el punto de vista de la seguridad del pozo; este método es más confiable, debido a que se dispone siempre de tubería en el hoyo, además de los equipos y accesorios de control instalados en el cabezal del pozo. A continuación se muestra una ilustración de cañoneo tipo TCP.

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Cañoneo Bajo Balance (Ph < Py)

Cementaciones Forzadas (Squeeze) Una cementación forzada o “squeeze”; se define como el proceso de forzamiento de una lechada de cemento bajo presión a través de las perforaciones abiertas; con la finalidad de remediar problemas derivados de una cementación primaria defectuosa, y/o realizar trabajo de cementación con fines específicos tales como: 

Aislamiento de zonas productoras de fluidos indeseables (agua/gas).



Abandono de zonas agotadas.



Reparación de roturas en revestidores.



Cambio de intervalos productores.

Existen varias técnicas para realizar las cementaciones forzadas; sin embargo la más, utilizada es la que se realiza usando una herramienta denominada retenedor de cemento con “flapper”. En la figura siguiente se presenta una grafica de este tipo de herramienta.

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Retenedor de Cemento

La planificación y éxito de una cementación forzada depende de múltiples factores; entre los que podemos mencionar: información precisa sobre los datos de la cementación primaria, disponer de registros sónicos, caliper y de temperatura y poseer una buena experiencia en el área donde se planifica el trabajo. Por otra parte, especial atención debe dársele al punto donde se va a colocar el retenedor de cemento; para lo cual debe seleccionarse una sección del revestidor bien cementada y en lo posible cerca del intervalo de interés. En general se sugiere colocar la herramienta a una distancia no mayor de 75 pies por encima del intervalo a cementar. Otra técnica utilizada para las cementaciones forzadas; es el método denominado de BRADENHEAD, el cual es muy popular y ampliamente utilizado. En esta técnica después de colocada la lechada, la sarta se ubica por encima del tope de cemento, se cierran los preventores, y se procede al forzamiento. En la figura siguiente se presenta una ilustración grafica del procedimiento.

Ilustración de la técnica BRADENHEAD

158


Finalmente, una técnica muy utilizada en la actualidad, consiste en utilizar una unidad de coiled tubing para ejecutar el trabajo de forzamiento del cemento. Esta técnica presenta la gran ventaja de que el trabajo se realiza sin necesidad de sacar la completación y además, se tiene un mejor control en superficie de la colocación de la lechada de cemento. En las graficas siguientes, se ilustra la técnica mencionada:

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TÉCNICAS PARA MATAR (CONTROLAR) POZO EN PRODUCCIÓN

UN

Introducción En esta unidad, se enfocarán diferentes técnicas o procedimientos para “matar” un pozo en producción; previo o durante la ejecución de trabajos de reparación o rehabilitación de un pozo.


Lecciones

Página

1. Objetivos y técnicas para el control de un pozo en producción.

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2. Técnicas de control durante la ejecución del trabajo de “Workover”.

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OBJETIVOS Y TÉCNICAS PARA EL CONTROL DE UN POZO EN PRODUCCIÓN

Introducción En esta lección se definirán los diferentes objetivos que deben ser alcanzados durante la ejecución de operaciones de control del pozos, en escenarios de actividades de “workover” y/o completación. Por otra parte, se enfocarán y discutirán las diferentes técnicas utilizadas para el control de pozos en producción previo ó durante las operaciones de “workover” y/o completación.

Objetivos del Control de Pozos Cuando se planifica una operación de “workover” y/o completación de un pozo; entre otros temas, se debe considerar de que haya necesidad de “matar” el pozo porque éste se encuentre en producción; o porque alguna causa, se pierda el control primario del mismo. Igualmente; se debe tener en cuenta que las técnicas de control de pozos durante operaciones de reparación, rehabilitación y completación de pozos; difieren ampliamente de los métodos utilizados para controlar un pozo durante operaciones de perforación. Tomando en consideración lo antes expuesto; los objetivos de las técnicas de control de pozos en operaciones de “workover”, deben estar focalizadas hacia las siguientes premisas:



Garantizar la circulación de los fluidos de la formación fuera del pozo; o dependiendo de la técnica de control utilizada, asegurarse que los fluidos que se producen sean devueltos a la formación, al término de la operación de control.

161


Impedir que se produzcan nuevos influjos, al analizar correctamente las causas que pudieron dar origen a un primer influjo; y en consecuencia tomar las previsiones del caso.



Restablecer el control primario del pozo; mediante el mantenimiento de un adecuado balance hidrostático.



Minimizar la ocurrencia de un posible reventón subterráneo; manteniendo un control eficaz de las presiones de superficie y de fondo del pozo.

Técnicas del Control de Pozos Existen numerosas técnicas utilizadas para el control de un pozo en producción. Sin embargo, la aplicación de estas técnicas dependerá de las condiciones del pozo y las características del yacimiento productor. Entre las técnicas más utilizadas, y considerando que no hay ningún hueco en la tubería eductora, se pueden mencionar:



Bullheading.



Uso de unidad de “Coiled tubing”.



Uso de unidad de “Snubbing”.



Volumétrico.



Lubricación y Purga.



Perforar el tubing y Circular.

Preparativos para la Entrada al Pozo Enmarcado dentro de la planificación para ejecutar un trabajo de “workover”; se debe considerar en primera instancia si la intervención se hará con el pozo vivo; o si por el contrario, se procederá a controlar el mismo; antes de proceder a la ejecución del trabajo de intervención programado. Si la decisión; es controlar el pozo, se deben tomar algunas precauciones de seguridad que faciliten la ejecución de la operación en las mejores condiciones. Por ejemplo, la

162


válvula maestra y los estranguladores deben cerrarse, para cortar el flujo del fluido producido por el pozo. Igualmente, se recomienda cerrar la válvula de suabeo, con la finalidad de facilitar el enflanchado del equipo que realizará el trabajo (taladro de reparación, unidad de wireline, unidad de coiled tubing, unidad snubbing), con el árbol de navidad. Este enflanchamiento, debe hacerse respetando todas las medidas de seguridad; puesto que un pozo en producción genera presiones sobre el equipo una vez que la válvula maestra y de suabeo son abiertas. Por otra parte, especial atención se debe prestar a los puntos de conexión y flanches en el cabezal del pozo a fin de detectar fugas u otros tipos de anomalías durante el montaje del equipo de intervención. Normalmente durante estas maniobras, se coloca con cable a 100' pies de profundidad un tapón de aislamiento en la tubería eductora (tubing). Igualmente se baja con cable o mecánicamente una válvula de contrapresión en el fondo del árbol de producción. Estos dispositivos tienen la finalidad de facilitar cualquier trabajo de reparación en el árbol de navidad a nivel de bridas y conexiones. Cabe señalar; que estos dispositivos de seguridad deben ser retirados antes de iniciar el bombeo para “matar” el pozo. Una vez concluido el proceso de bombeo; se debe verificar que todo el fluido de producción del pozo ha sido forzado completamente a la formación y que el pozo se encuentra en perfecto balance hidrostático; para proceder a retirar el árbol de navidad e instalar el conjunto de válvulas preventoras (BOP s) del equipo que va a realizar el trabajo de “workover”.

Técnica Bullheading para Control de Pozos en Producción También conocida con el nombre de circulación sin retornos. Esta técnica consiste básicamente en inyectar a través de la tubería eductora un fluido de trabajo (salmuera) de una densidad determinada; de tal manera de forzar hacia la formación a través de las perforaciones abiertas, todo el fluido de producción del pozo que se encuentre en el tubing; y que una vez finalizado el proceso de forzamiento el pozo se encuentre en balance hidrostático; es decir haya sido controlado. Cuando se emplea esta técnica; hay dos parámetros que deben ser controlados adecuadamente, uno es la tasa de bombeo y el otro se refiere a la densidad del fluido de trabajo que debe ser muy bien calculada, tomando en consideración la densidad del hidrocarburo que produce el pozo. Esto con la finalidad de estar seguros que al culminar el proceso de “Bullheading” el pozo se encuentre en perfecto equilibrio hidrost ático; o preferiblemente con un ligero sobrebalance.

Técnica Bullheading (Ejemplo de Aplicación)

163


Se está planificando realizar un trabajo de “workover” para reemplazar la empacadura permanente y el ensamblaje de sellos de la completación. El pozo produce un petróleo cuyo gradiente de presión es 0.28 psi/pie. Se requiere controlar (matar) el pozo utilizando la técnica de Bullheading antes de iniciar el trabajo de “workover”. Otros datos son los siguientes:

     

Perforaciones abiertas @ 9700' Pies (Pvv). Empacadura @ 8500' Pies. Gradiente fractura formación: 0.82 psi/pie. Revestidor 7" x 38 lbs/pie, Asentado @ 10000' pies (Pvv). Eductor: 2 7/8" x 6.4 lbs/pie. Presión de cierre en el tubing (PCT): 1795 psi

Consideraciones Previas Tomando en cuenta que la presión de la formación corresponde a un gradiente Normal, el fluido de trabajo a utilizar será agua salada de 9.0 lpg. Igualmente se recomienda calcular el volumen del casing entre la empacadura y el tapón de hierro (TDH) ubicado en el fondo; esto, para evaluar la posibilidad de bombear un cierto volumen adicional al contenido en la tubería eductora. Por otra parte; debe tomarse en consideración, los niveles de presión que excederían la presión de fractura de la formación al inicio del proceso de bombeo y al final, cuando la tubería eductora (tubing) esté llena con el fluido de trabajo.

Cálculos 

Presión hidrostática en el eductor (Ph) tbg. (Ph) tbg = 0.28 psi/pie x 9700 pies = 2716 psi



Presión de formación (Py). (Py) = 0.465 x 9700 pies = 4511 psi



Presión de fractura inicial (Pfract)i (Pfract)i = 0.82 psi/pie x 9700 pies – 2716 psi = 5238 psi



Presión de fractura final (Pfract)fi. (Pfract)fi = 0.82 psi/pie x 9700 pies – (0.052 x 9 x 9700)psi = 3414 psi

164




Presión de cierre en el eductor (PCT). PCT = Py – Ph (tbg) PCT = 4511 – 2716 = 1795 psi



Presión de estallido eductor = 10570 psi (tablas).



Capacidad del eductor = 0.00579 Bbls/pies (tablas).



Volumen del eductor = 0.00579 Bbls/pies x 9700 pies = 56.2 Bbls.

Bullheading. Gráfico presión del Tubing vs. Volumen bombeado

Bullheading - Procedimiento 

Realizar los cálculos pertinentes (ver ejemplo).



Elaborar gráfico de presión en el tubing Vs. Barriles bombeados (ver ejemplo) tomando en consideración los puntos correspondientes a: - Presión de fractura inicial y final. -



Presión de cierre en el tubing y volumen total bombeado.

Trazar en el gráfico las líneas de 100% y 80% a presión de resistencia al estallido del tubing.

165




Verificar que el espacio anular entre el revestidor y tubería eductora este suficientemente lleno.



Empezar a bombear lentamente el fluido de trabajo a través del tubing; tomando las precauciones necesarias para no exceder ninguno de los límites de presión establecidos y mostrados en el grafico (ver ejemplo).



Monitorear constantemente mientras se bombea, la presión en el casing y tuberías adyacentes si las hubieses; a fin de detectar cualquier manifestación de presiones no deseadas.



Cuando se haya bombeado la capacidad completa de la tubería eductora (tubing) o el volumen total establecido para la operación; se detienen las bombas y se observa las presiones del tubing y el casing, las cuales deben ser cero; indicando que el pozo ha sido controlado.



Continuar con el programa de “workover”.

Bullheading - Comentarios Finales Entre otras consideraciones que deben hacerse cuando se planifica una operación de “Bullheading”; merecen especial atención, las siguientes: 

Durante la operación, debe observarse que la presión de “Bullheading” debe disminuir, a medida que se incrementa el volumen bombeado dentro del tubing. Si esto no ocurre; es probable que la permeabilidad de la formación no haya sido bien estimada y su habilidad para recibir o aceptar fluidos se haya visto disminuida. Otra razón podría ser que la velocidad de migración del gas sea igual a la tasa de bombeo del fluido de trabajo. Si se sospecha que esto último es lo que podría estar ocurriendo; una primera acción remedial podría ser la adición de aditivos viscosificadores al fluido de trabajo, a fin de reducir la tasa de migración del gas.



Otro aspecto muy importante a considerar, y sobretodo cuando se trabajan pozos viejos y/o que produzcan ciertos fluidos corrosivos; se refiere al hecho de mantener el casing lleno, y de aplicar cierta presión a efectos de evitar el posible estallido ó colapso del tubing.

Uso de Unidad de Coiled Tubing para el Control de Pozos en Producción

166


En términos generales, la utilización de una unidad de coiled tubing para “matar” un pozo en producción; está restringida aquellos casos donde las perforaciones están parcial o totalmente obstruidas y por consiguiente no se puede utilizar la técnica de Bullheading para este propósito. El control del pozo se logra al bombear el fluido de control ó de trabajo a través de la tubería continua de pequeño diámetro y obteniendo el retorno a través del anular conformado por el tubing y la tubería continúa. Cabe señalar que esta técnica no es recomendada para utilizarla en pozos de gas; debido a las limitaciones en términos de resistencia que exhibe la tubería continua. Esto se ha demostrado en experiencias de campo, donde una sección de tubería continua llena con salmuera ha sobrepasado los limites de resistencia a la tensión de dicha tubería. Sin embargo, en pozos productores de petróleo lo anterior no sucederá, debido a que el efecto de flotación reduce los esfuerzos en la tubería continua.

Uso de Unidad “ Snubbing” para el Control de Pozos en Producción

167


El procedimiento de control de un pozo en producción utilizando unidades tipo “snubbing”; es idéntico al descrito para “matar” un pozo utilizando unidades de coiled tubing. Sin embargo, hay que señalar que se consume mucho mayor tiempo en la operación debido a las conexiones de tubería que deben realizarse. En general este tipo de unidades (snubbing) se utiliza para el control de pozos clasificados como de alta presión. Cabe destacar igualmente ciertas ventajas que exhiben estas unidades; tales como: 



Posibilidad de rotar la tubería. Mayor resistencia a esfuerzos de colapso, estallido y tensión de la tubería utilizada

Método Volumétrico

168


Durante la ejecución de una operación de “workover”; es probable que se presenten ciertas situaciones tales como:    

Bombas inoperativas. Sarta de trabajo taponada. Sarta de trabajo fuera del fondo. Arremetida del pozo sin tubería en el hoyo.

Si alguno de estos escenarios fuera el caso, entonces la técnica de control más recomendada seria la del método volumétrico. Para entender adecuadamente el mecanismo de funcionamiento de este método, es importante tener claro los conceptos evocados en la Ley General de los Gases; también conocida como la Ley de Boyle (P1 x V1 = P2 x V2); utilizado normalmente para explicar el comportamiento de una arremetida de gas en el hoyo. Básicamente se debe entender lo que significa la migración del gas sin expansión, y lo que ocurre cuando se permite la expansión del gas; lo cual ha sido descrito en la Unidad II de este manual. En resumen, cuando el pozo es cerrado y no se permite la expansión del gas mientras éste migra desde el fondo hacia la superficie; la presión de la burbuja se mantiene constante y llegará a la superficie con la misma presión del yacimiento, mientras que la presión en el fondo aumentara sustancialmente. Por otra parte, si se permite una expansión del gas en forma controlada, se puede llevar la burbuja hasta la superficie y que ésta alcance una presión moderada mientras que la presión en el fondo se mantiene ligeramente por encima de la presión de formación. Con la burbuja en superficie, debe aplicarse una técnica conocida como “lubricación y purga” para evacuar el gas y eliminar las presiones de superficie. La aplicación correcta del método volumétrico, requiere seleccionar lo que se denomina una presión de trabajo (Pt); lo cual se hace en función entre otros factores de la resistencia del revestidor y de la presión de formación. Luego se selecciona un factor de presión de seguridad (Ps), que normalmente puede ser el equivalente de un tercio ó la mitad de la presión de trabajo. Igualmente se requiere determinar lo que se denomina un incremento de volumen a purgar. (∆V), lo cual se hará en función de la presión de seguridad seleccionada, de la capacidad anular superior del pozo y del gradiente de presión del fluido de trabajo.

Ejemplo de Aplicación Supóngase que ocurre una arremetida en un pozo tal como se muestra en la figura. Otros datos son los siguientes: -

Perforaciones a 6000 pies.

169


-

Presión de fondo del pozo: 3000 psi.

-

Revestidor 7" x 26 lbs/pies.

-

Tubing 27/8".

-

Fluido de trabajo 9 lbs/galón.

-

Presión de cierre en el casing (PCC): 500 psi.

-

Presión de cierre en el tubing (PCT): 0 psi.

Nota: se detectó eductor taponado.

Cálculos -

Presión de trabajo = 200 psi.

-

Presión de seguridad = 70 psi.

-

V 

Ps x Cas 0.052 x Df



70 psi x 0.0302 bbls/pie (0.052 x 9) psi/pie

V  4.5 bbls

Nota: Esto quiere decir; que 4.5 barriles del fluido de trabajo de 9 lbs/galón, son

equivalentes a 70 psi de presión hidrostática, en el anular revestidor/eductor del ejemplo.

Procedimiento 1. Una vez seleccionada la presión de trabajo, en este caso 200 psi; y la presión de seguridad 70 psi, se procede al cálculo del incremento de volumen ∆V @ purgar. 2. Permita que la presión anular aumente en el valor de la presión de trabajo (200psi). 3. Purgue exactamente 4.5 barriles de fluido de trabajo tratando de mantener la presión en el anular constante. Al concluir cierre el choke. 4. Permita que la presión anular se incremente en el valor de la presión de seguridad (70 psi). 5. Cuando esto ocurra, purgue nuevamente 4.5 barriles de fluido de trabajo.

170


6. Repetir los pasos 4 y 5 hasta que el gas haya alcanzado la superficie. 7. Hacer preparativos para aplicar la técnica de lubricación y purga.

Técnica de Lubricación y Purga Está técnica se utiliza principalmente para remover gas proveniente de un influjo en el pozo, y el cual se encuentre en el tope ó cercano a la superficie; en algunos de los siguientes casos:    

Gas en el eductor a nivel de superficie. Gas en el anular revestidor/tubing de un pozo vivo, antes de iniciar un “workover”. Gas en el anular de un pozo que está siendo controlado siguiendo el método volumétrico. Gas en superficie de un pozo, sin tubería en el hoyo.

El procedimiento de control consiste básicamente en bombear alternativamente un cierto volumen de fluido de control (salmuera) y luego purgar un volumen de gas hasta que la presión en superficie disminuya en el valor equivalente al volumen bombead o. Este ciclo se repite hasta evacuar completamente el gas del pozo; y se alcance un nivel de presiones en superficie, que permita emplear en seguridad otra técnica de control.

Ejemplo de Aplicación Los cálculos relacionados con la técnica de lubricación y purga, guardan mucha relación con los parámetros empleados en el método volumétrico. En primer lugar se debe seleccionar una presión de trabajo que garantice que no entrará un nuevo influjo mientras se aplica la técnica, y en segundo lugar se debe calcular un v olumen ∆V a inyectar y que

171


estará en función de la presión de trabajo (Pt) seleccionada, la capacidad anular superior según el caso a tratar, y el gradiente de presión del fluido de trabajo. En la figura que se presentan a continuación se ilustra la aplicación de la técnica; considerando un pozo sin tubería en el hoyo y con una burbuja de gas en superficie. Otros datos del pozo son: -

Presión de yacimiento: 4000 psi. Perforaciones a 8000 pies. Densidad del fluido de trabajo: 9.7lpg. Revestidor: 7" x 29 lbs. Presión de cierre en el casing: 1025 psi.

Cálculos 1. Presión de trabajo: 75 psi (asumida). 2. Capacidad anular superior (Cas): 0.0371 bbls/pie (Tablas). 3. Volumen a inyectar V 

Pt x Cas 0.052 x Df



75 psi x 0.0371 bbls/pie (0.052 x 9.7) psi/pie

V  5.5 bbls

Nota: Esto quiere decir; que 5.5 barriles del fluido de trabajo de 9.7 lbs/galón, son

equivalentes a 75 psi de presión hidrostática, en el pozo del ejemplo.

Procedimiento 1. Una vez seleccionada la presión de trabajo; en este caso 75 psi, y evaluado el volumen ∆V @ inyectar; se procede de la siguiente manera: a. Bombear lentamente el incremento de volumen ∆V de fluido de trabajo. apague la bomba y cierre el pozo. b. Espere hasta que las presiones de superficie se hayan estabilizados y el gas haya migrado/lubricado, a través de la capa de fluido bombeado. c. Lentamente abra el choke para purgar gas hasta que la presión en el casing se reduzca en un valor igual a la presión de trabajo seleccionada (75 psi); y luego cierre el choke. d. Repita los pasos a, b y c hasta que el influjo haya sido evacuado completamente del pozo; y se decida la acción siguiente.

172


Técnica de Perforar el tubing y Circular Esta técnica es utilizada por muchos operadores; los cuales la prefieren en lugar de utilizar tuberías pequeñas a través del tubing (Coiled tubing/Bullheading). La técnica básicamente consiste en bajar una herramienta para perforar algunos agujeros en el tubing; y luego circular el fluido de trabajo (salmuera) para “matar” el pozo. La circulación generalmente se hace de casing @ tubing; lo cual requiere que el fluido de empaque esté en buenas condiciones de bombeabilidad. Por otra parte especial atención debe ponerse al perforar el tubing y no dañar el revestidor adyacente; para lo cual debe hacerse una adecuada selección de la herramienta a utilizar para tal fin.

TÉCNICAS

DE CONTROL DURANTE LA EJECUCIÓN DEL TRABAJO DE “WORKOVER” Introducción

Una vez que el equipo destinado para realizar el trabajo de reparación/rehabilitación; haya sido instalado en el pozo, y que este haya sido controlado empleando algunas de las técnicas señaladas anteriormente; se procederá entonces a la ejecución del trabajo de intervención programado. Si durante este proceso; ocurre alguna arremetida, el control de la misma debe realizarse empleando algunas de las técnicas que se mencionan a continuación:

173


Métodos de Presión de Fondo Constante



Técnica de circulación de Eductor a Anular (Ruta Larga).



Técnica de circulación de Anular a Eductor (Ruta Corta) ó de circulación inversa.



Técnica de Bullheading.



Técnica de forzamiento de la tubería eductora (Tubing) hasta el fondo y luego circular.

Nota Importante Técnica de Circulación de Eductor @ Anular (Ruta Larga) La aplicación de esta técnica requiere que la sarta de trabajo utilizada, se encuentre en el fondo al momento de ocurrir la arremetida ó influjo. Si la formación en el pozo a trabajar presenta un gradiente de presión Normal; el fluido de trabajo normalmente agua salada 9.0 lpg sin embargo, pudieran utilizarse salmueras más pesadas, dependiendo de las presiones de fondo encontradas. Para la adecuada ejecución de la circulación del fluido de trabajo para “matar” el pozo; aparte de las bombas, se necesita alinear correctamente un estrangulador (choke) para aplicar la presión de contraflujo necesaria para mantener la presión del fondo constante. En la figura siguiente, se ilustra la aplicación de esta técnica al ocurrir una arremetida durante el proceso de fresado de la empacadura permanente del pozo:

174


Circulación Ruta Larga Por otra parte, durante la circulación de fluido de control, se debe prestar atención a la evolución de las presiones esperadas tanto en el tubing como en el anular; a fin de hacer las correcciones necesarias, manejando adecuadamente el choke. Es importante señalar que durante la operación se observaran cambios en la presión de bombeo; debido principalmente a los siguientes factores: 

Presión dinámica impuesta.



Presencia de gas en el tubing.



Efecto de desplazar un fluido liviano por uno más pesado.



Efectos de manipulación del choke.

En las figuras mostradas a continuación se muestra la evolución típica de las presiones en el tubing durante el bombeo de fluido del control:

175


Igualmente, la presión en el anular experimenta variaciones debido principalmente a la expansión del gas y a la manipulación del choke. En la gráfica siguiente se muestra una curva típica de las presiones observadas en el anular durante la circulación ó evacuación del gas:

Nota Importante Es conveniente destacar que el desarrollo de presiones, cuando se aplica esta técnica; se mantienen dentro de un rango relativamente bajo. Igualmente el efecto de migración del gas no afecta en forma significativa el desarrollo de las operaciones.

Técnica de Circulación de Anular @ Eductor (Ruta Corta) ó de Circulación Inversa

176


Para la aplicación de esta técnica se requiere igualmente que la sarta de trabajo esté en el fondo. Sin embargo, para la correcta aplicación del método es preciso alinear el choke a la línea del tubo vertical (stand pipe); tal como se observa en las figuras mostradas a continuación.

Técnica de Circulación Inversa La aplicación de esta técnica presenta algunas ventajas, cuando se le compara con la técnica de circulación convencional (ruta larga). Así tenemos por ej emplo que: 

Se requiere menor tiempo para circular el fluido de control y “matar” el pozo.



Se puede tener un mejor control de las presiones desarrolladas en superficie, debido a las altas resistencias al estallido que en general exhibe la tubería eductora (tubing), cuando se le compara con la resistencia del revestidor.

177


En la gráfica que se inserta a continuación se muestra la evolución típica de las presiones en el eductor (tubing), cuando se circula desde el anular hacia la tubería eductora.

Por otra parte, es conveniente señalar que la técnica de circulación inversa pudiera presentar ciertas desventajas ó inconvenientes al momento de su aplicación. Esto se refiere principalmente a: 

Posibles problemas por taponamiento; si en la sarta existe mecha ó algún otro dispositivo que pudiera impedir la correcta circulación.



Posibles problemas de migración de gas dentro del anular, si la tasa de circulación empleada es muy baja ó el fluido de empaque presenta una densidad relativamente baja.

Nota Importante Si la arremetida ocurre por ejemplo después de un viaje para sacar la tubería tendremos una situación donde los métodos de circulación para “matar” el pozo; no son aplicables. En este caso se podría pensar de acuerdo a las condiciones y características del pozo emplear otras técnicas tales como: Bullheading, lubricación/purga, ó forzar tubería hasta el fondo (stripping); cuyos principios de aplicación han sido ya expuestos.

178


PROCEDIMIENTOS UTILIZADOS EN EL CONTROL DE POZOS Introducción Los procedimientos y normas comúnmente utilizados para mantener el control de presiones en un pozo donde se realicen operaciones de “workover” y/o completación; presentan una gran diferencia con los procedimientos de control utilizados en operaciones de perforación. Esto significa que de acuerdo al tipo de trabajo que se esté trabajando se necesitarán procedimientos de control acordes con tal situación. Así tenemos que existen procedimientos para controlar un pozo en producción; y procedimientos a ejecutar cuando ocurre una arremetida durante la realización de “workover”. Cabe destacar igualmente que para la adecuada selección de los procedimientos de control se debe tener cabal conocimiento de ciertos factores tales como: presión de formación, tipos de completación y de las razones que se tengan para hacer una intervención en el pozo.


Lecciones

Página

1. Procedimientos y normas.

168

2. Procedimientos de Cierre del Pozo.

173

3. Operaciones de forzamiento de tubería ( stripping).

186

179


NORMAS Y PROCEDIMIENTOS Introducción En esta lección se presentarán una serie de normas y procedimientos, que son fundamentales para la detección de una arremetida; y el posterior cierre y control exitoso del pozo.



Página

1. Predeterminación de Alarmas

169

2. Información y parámetros Pre - Establecidos

170

180


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 PREDETERMINACIÓN DE ALARMAS Predeterminación de Alarmas Es importante destacar que el monitoreo constante de los parámetros de nivel en los tanques, variación del volumen de retorno y volumen total (PVT); constituyen un elemento clave para la detección temprana de las arremetidas y la toma de decisiones acertadas y a tiempo. De igual manera cabe señalar que con la tecnología de nuestros días; es posible disponer de sensores altamente precisos capaces de indicar lecturas con apenas 1% de desviación. Por otra parte, para facilitar el monitoreo de los niveles, pérdidas o ganancias y otros parámetros, en algunos taladros se dispone de consolas, como la mostrada en la figura siguiente- que agrupan todas estas lecturas e inclusive se puede preestablecer un volumen de ganancia determinado para que se active una alarma sonora, advirtiendo así al personal que el pozo pudiera estar fluyendo o perdiendo circulación. En general el valor predeterminado para ajustar las alarmas es de más o menos 10 barriles.

Consola para Control de Ganancia/Pérdida de Fluido y Predeterminación de Alarmas

181


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 INFORMACIÓN Y PARÁMETROS PRE - ESTABLECIDOS Información y Parámetros Pre - Establecidos Cuando se planifica y posteriormente se inicia un trabajo de “workover” y/o completación de un pozo; existen una serie de parámetros que deben ser definidos, estar disponibles y actualizados para ser utilizados en cualquier momento, en caso de que se presentase una situación de arremetida y se precise la utilización de esta información para iniciar la operación de control del pozo. Esta información generalmente se vacía en lo que se denomina la hoja para el control (matar) el pozo . La información básica que debe contener esta hoja, incluye: 

Información del pozo. En esta rúbrica, se identifica el pozo que va hacer

trabajado; además de incluir el nombre del campo donde se ubica el pozo y el nombre del taladro que ejecutará el trabajo. También se debe incluir información referente al revestidor, tipo de completación, dimensiones y capacidades de la tubería eductora, etc. Se recomienda igualmente incluir en esta sección una breve síntesis del trabajo a realizar. 

Información sobre las bombas del taladro. En esta sección se debe definir

claramente la configuración de las bombas disponibles en el taladro; es decir, diámetro de la camisa, longitud de la carrera y eficiencia volumétrica. Igualmente se debe señalar el factor de descarga de la bomba en barriles por emboladas ó galones por emboladas, según se requiera. 

Limitación de presiones de preventores (BOPs), cabezal de producción y revestidor. Esta información es necesaria para establecer límites de presiones de

trabajo adecuada durante el workover/completación; a fin de asegurar la integridad de los equipos de superficie. Esta información, sobre todo la correspondiente a la limitación de las presiones de superficie; debe ser afichada en un sitio estratégico y visible en la planchada del taladro. 

Información sobre la sarta de trabajo. En esta sección se debe destacar la

información referente a todos las herramientas y accesorios que componen la sarta de trabajo; destacando sus dimensiones externas e internas.

182


Capacidades y volúmenes. Esta información es fundamental para la correcta

ejecución de una operación de control. En esta sección se debe destacar el volumen de la sarta y el correspondiente volumen anular; así como el número de emboladas necesarias para desplazar estos volúmenes. 

Máxima presión inicial de cierre en el casing (MPICC). Esta información, de vital

importancia cuando se planifica una operación de control mediante la técnica de Bullheading; se refiere a la máxima presión en el casing que fracturaría la formación a nivel de las perforaciones abiertas. Se denomina así a las pérdidas fricciónales del sistema que se originan a las tasas de bombeo seleccionadas para controlar el pozo en caso de arremetida y cuando la técnica ó método de control empleada requiera circulación y mantenimiento de presión de fondo constante. Generalmente esta presión se chequea en cada cambio de guardia y cuando haya variaciones notables en la densidad y propiedades reológicas del fluido de trabajo.



Presión reducida de circulación (PRC).



Presión inicial de circulación (PIC). Es la presión que permite iniciar la

circulación en superficie a través del tubing; y que permite generar un sobrebalance mínimo sobre la presión de formación. Es igual a la presión acumulada en el manómetro del tubing (PCT), más las pérdidas fricciónales del sistema (presión reducida de circulación) originadas a la tasa de bombeo que se utiliza para controlar el pozo. PIC = PCT + PRC Donde: PIC: Presión inicial de circulación, (lppc). PCT: presión de cierre en el tubing, (lppc). PRC: presión reducida de circulación, (lppc). 

Presión final de circulación (PFC). Esta presión se refiere a la presión friccional

originada en el sistema de circulación, cuando se sustituye o remplaza el fluido de trabajo por el fluido de control. Se puede obtener utilizando la siguiente ecuación:  ρ LC   ρ  

PFC  PRC x 

Donde:

183


PFC: presión final de circulación, Ippc. ρLC: densidad del fluido de control, lbs/gal. ρ: densidad del fluido de trabajo, lbs/gal. 

Densidad del fluido de control. Es la densidad del fluido que debe estar en el

pozo para balancear la presión de la formación y evitar la entrada de un nuevo influjo. Se puede obtener con el siguiente análisis: Py = PCT + Pht

0,052 x ρfc x Pvv = PCT + 0,052 x ρ x Pvv Finalmente nos queda que: ρ fc  ρ



PCT 0,052 Pvv

Donde: ρfc: Densidad de fluido de control (lpg). ρ: Densidad de fluido de trabajo (lpg). PCT: Presión de cierre en el tubing (lppc). Pvv: Profundidad vertical verdadera (pies).

Nota importante Toda la información antes reseñada; además de ciertos parámetros complementarios están contenidos en una hoja especial de cálculo denominada “Hoja para Matar el Pozo” que se anexa a continuación.

184


PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DEL POZO Introducción En esta lección se analizarán uno de los aspectos más importantes relacionados con el control de pozos; puesto que el cierre adecuado y a tiempo del pozo repercutirá en las probabilidades de éxito ó fracaso en las operaciones de control del mismo. Esto se deriva del hecho de que el volumen de ganancia está estrechamente relacionado con el nivel de presiones que se manifestarán en superficie una vez cerrado el pozo; de ahí que se debe tratar de limitar el volumen de ganancia, a fin de obtener niveles de presiones en superficie moderados y/o manejables. Cabe señalar que las grandes operadoras de la industria petrolera a nivel mundial; reconocen básicamente dos metodologías de cierre del pozo denominadas: cierre duro y cierre suave. Esto quiere decir que definiremos los tipos de cierre así: 

Cierre duro. Esto implica que durante la ejecución del “workover”, se mantiene el choke cerrado; y se ocurre una arremetida, se cierra el pozo utilizando el preventor designado según las políticas de la empresa operadora. Con esta acción; se limita el volumen de ganancia en los tanques. Este es el tipo de cierre preferido por la mayoría de los operadores en sus actividades de “workover”.



Cierre suave. Durante la ejecución del “workover”, se mantiene el choke abierto; de tal manera que si ocurre una arremetida, se cierra el pozo utilizando el preventor designado, y posteriormente se cierra el choke. Esto implica que el volumen de ganancia en los tanques será mayor que cuando se aplica el cierre duro. muy pocos operadores utilizan este tipo de cierres en sus operaciones de “workover”.

Ventajas

185


El hecho de perforar con el estrangulador cerrado, le confiere al método características ventajosas al compararlo con otras técnicas de cierre. Entre estás se pueden mencionar: 

Se minimiza la entrada de fluidos de la formación al hoyo.



Se obtienen menores presiones de cierre en superficie; lo cual favorece las operaciones de control.

Desventajas Entre estas figuran: 

Al estar el choque cerrado, no se puede monitorear la posibilidad de exceder las presiones anulares máximas permisibles en superficie; lo cual podría ocasionar una fractura de la formación.



Fuerte efecto de martillo hidráulico sobre la formación; producto de la obturación abrupta que se realiza.



Requiere que el cuerpo del tubo esté al frente de la válvula de seguridad de ariete que se va a cerrar.



Página

1. Procedimiento de Cierre durante actividades de Circulación, fresado y limpieza

175

2. Procedimiento de Cierre durante Viajes

177

3. Chequeos de Flujo del Pozo

182

4. Simulacros (drills)

183

186


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 PROCEDIMIENTO DE CIERRE DURANTE ACTIVIDADES DE CIRCULACIÓN/FRESADO, LIMPIEZA Introducción A fines de cerrar el pozo en el menor tiempo posible, y respetando las normas establecidas; la cuadrilla debe mantenerse alerta, a fin de detectar rápidamente cualquier indicador real de arremetida (incremento de volumen en los tanques/incremento en la tasa de flujo de retorno), y proceder al cierre de inmediato del pozo.

Procedimiento Una vez detectado el influjo; se debe proceder de la siguiente manera: 

Alertar a la cuadrilla mediante la activación de la alarma y códigos sonoros convenidos.



Levantar la sarta de trabajo y colocarla a tiro de cuña; tomando la precaución de que acoples y uniones queden por encima de los elementos sellantes del conjunto de preventores (BOP s).



Parar las bombas.



Cerrar el preventor (BOP s) designado según la política de la compañía operadora; y verificar que el pozo está realmente cerrado.



Leer y anotar lo siguiente: 

Presión de cierre en el tubing (PCT) psi.

187


 

Presión de cierre en el casing (PCC) psi. Volumen de ganancia en los tanques (Bbls).

Importante Si existe una válvula flotadora en la sarta de trabajo, se debe aplicar un procedimiento especial para poder obtener la lectura de la presión de cierre en el eductor (tubing). Este procedimiento se definirá más adelante en esta misma lección.

Posición y Responsabilidad del Personal 

Perforador. Permanece en el piso del taladro, y realiza las siguientes tareas: -



Activa la alarma sonora para alertar a la cuadrilla. Levanta la sarta y la coloca a tiro de cuña. Para las bombas y ejecuta el resto de las maniobras para cerrar el pozo. Anota fecha y hora del evento. Notifica lo ocurrido a los supervisores.

Encuellador. Se dirige al emplazamiento de tanques y bombas de fluido; y realiza

las siguientes tareas: -

Chequea y verifica densidad del fluido de trabajo.

-

Contabiliza el volumen de ganancia de los tanques y le informa al perforador. Contabiliza disponibilidad de materiales densificantes (barita, carbonato de calcio, etc) y agua de mezcla en la localización.

-



Obrero de taladro I. Se desplaza dentro de la localización a cumplir las siguientes

tareas: -

Chequea el nivel de fluido y presiones en la Unidad Acumuladora de Presión (UAP). Chequea el conjunto de válvulas impide reventones (BOPs), para verificar posibles fugas y la adecuada posición de las diferentes válvulas (abierta/cerrada).

188


-



Registra y anota la presión de cierre en el casing PCC, e informa al perforador.

Obrero de taladro II. Asiste y ayuda al perforador en sus tareas.

Ventajas El hecho de perforar con el estrangulador cerrado, le confiere al método características ventajosas al compararlo con otras técnicas de cierre. Entre estás se pueden mencionar:  

Se minimiza la entrada de fluidos de la formación al hoyo. Se obtienen menores presiones de cierre en superficie; lo cual favorece las operaciones de control. Desventajas

Entre estas figuran: 

 

Al estar el choque cerrado, no se puede monitorear la posibilidad de exceder las presiones anulares máximas permisibles en superficie; lo cual podría ocasionar una fractura de la formación. Fuerte efecto de martillo hidráulico sobre la formación; producto de la obturación abrupta que se realiza. Requiere que el cuerpo del tubo esté al frente de la válvula de seguridad de ariete que se va a cerrar.

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 PROCEDIMIENTO DE CIERRE DURANTE VIAJES Introducción Esta plenamente comprobado, que la mayoría de las arremetidas de pozos a nivel de la Industria Petrolera Mundial; ocurren durante viajes de tubería. Esto debemos tenerlo presente en cada maniobra de viaje a fin de detectar a tiempo cualquier influjo del pozo y proceder al cierre del mismo inmediatamente.

Procedimiento

189


Una vez confirmado que el pozo está fluyendo; los pasos a seguir para el cierre del mismo son los siguientes: 

Alertar a la cuadrilla mediante la activación de la alarma y códigos sonoros convenidos.



Colocar y enroscar válvula de seguridad de tubería (Kelly Cock) en posición abierta.



Cerrar válvula de seguridad de tubería.



Levantar la sarta de trabajo y colocarla a tiro de cuña; tomando la precaución de que acoples y uniones queden por encima de los elementos sellantes del conjunto de preventores (BOP s).



Cerrar el preventor (BOP s) designado según la política de la compañía operadora; y verificar que el pozo está realmente cerrado.



Leer y anotar lo siguiente: 

Presión de cierre en el tubing (PCT) psi.



Presión de cierre en el casing (PCC) psi.



Volumen de ganancia en los tanques (Bbls).

Posición y Responsabilidad del Personal 

Perforador. Permanece en el piso del taladro, y realiza las siguientes tareas: -

Activa la alarma sonora para alertar a la cuadrilla. Detiene el viaje y coloca el tubo en maniobra a tiro de cuña. Dirige la maniobra de colocación de la válvula de seguridad de tubería (Kelly Cock). Ejecuta maniobras finales de cierre del pozo. Anota fecha y hora del evento. Anota presión de cierre en la tubería (PCT). Notifica lo ocurrido a los supervisores.

190




Encuellador. Se dirige al emplazamiento de tanques y bombas de fluido; y realiza

las siguientes tareas: -

Chequea y verifica densidad del fluido de trabajo.

-

Contabiliza el volumen de ganancia de los tanques y le informa al perforador. Contabiliza disponibilidad de materiales densificantes (barita, carbonato de calcio, etc) y agua de mezcla en la localización.

-



Obrero de taladro I. Se desplaza dentro de la localización a cumplir las siguientes

tareas: -

-



Conecta, enrosca y cierra la válvula de seguridad de tubería. Chequea el nivel de fluido y presiones en la Unidad Acumuladora de Presión (UAP). Chequea el conjunto de válvulas impide reventones (BOP s), para verificar posibles fugas y la adecuada posición de las diferentes válvulas (abierta/cerrada). Registra y anota la presión de cierre en el casing PCC, e informa al perforador.

Obrero de taladro II. -

Conecta, enrosca y cierra la válvula de seguridad de tubería. Asiste y ayuda al perforador en sus tareas.

Verificación del Cierre y Monitoreo del Pozo durante el Cierre Una vez ejecutado el procedimiento de cierre del pozo; se debe hacer una rápida verificación y evaluación de las válvulas, equipos y accesorios que deberían estar cerrados y sin fugas, para concluir que el pozo definitivamente está correctamente cerrado. Por ejemplo se debe poner especial atención al conjunto de válvulas impide reventones (BOPs), si éste está instalado cuando ocurre la arremetida. Debe verificarse también la línea de flujo (flow line), el manifold del stand pipe, el manifold de estranguladores (manual e hidráulico), la válvula de seguridad de tubería (Kelly Cock), el arbolito de navidad y todas sus válvulas, si éste no ha sido removido al momento de la arremetida.

191


Por otra parte, y en forma paralela se debe monitorear las condiciones del pozo durante el proceso de cierre del mismo. Es decir, se debe llevar un registro de los aspectos resaltantes que ocurran durante el evento de cierre del pozo; tales como:  

 



Fecha y hora del evento. Anotar el desarrollo de las presiones en superficie; es decir, PCT y PCC al término del cierre del pozo; y luego cada cierto periodo de tiempo, por ejemplo cada 15 minutos. Anotar la ganancia en los tanques. Evaluar y determinar el incremento de presiones en la superficie y en el fondo del pozo debido a la migración del gas que pudiera estar ocurriendo y también lo correspondiente al fenómeno de expansión del gas. Verificar constantemente durante el procedimiento de cierre, que no hay manifestación de comunicación entre tuberías de revestimiento adyacentes.

Observaciones y Cálculos durante actividades de Viaje de Tubería Tomando en consideración, que la mayoría de las arremetidas y otros tipos de eventos relacionados, ocurren durante las actividades de viajes con tubería; se debe hacer hincapié en el monitoreo constante de las maniobras con tubería. Por ejemplo, el objetivo central debería ser mantener el pozo lleno a todo evento. Para el logro de este objetivo se emplean dispositivos y técnicas que ya fueron analizadas en la unidad 3 de este manual. Otro aspecto muy importante a monitorear durante los viajes; se refiere al hecho de verificar si la tubería en un viaje determinado sale llena, ó si por el contrario sale vacía; lo cual determinará el volumen de fluido de trabajo que se debe agregar al pozo para mantenerlo lleno, según sea el caso:



Volumen de llenado sacando tubería vacía (seca). Considerando que la política

de la empresa operadora es llenar el pozo cada 10 parejas extraídas; el procedimiento de cálculo seria así:



Vllenado = Desplazamiento metálico (bbls/pie) x Longitud Extraída (pies)



Longitud de una pareja = 62 pies

192

10 parejas = 620 pies




Desplazamiento metálico = (D ext)2 – (Dint)2 1029 : bbls/pie

Ejemplo Calcular el volumen necesario de fluido de trabajo para llenar el pozo cuando se han extraído 10 parejas de tubería eductora (tubing) N80 x 2 7/8" x 6.5 lbs/pie; considerando que la tubería sale vacía. Cálculos: -

De las tablas se obtiene:

Dint = 2.441"

-

Desplazamiento metálico 

(2.875)2- (2.441)2 1029

 0.00236* * bbls/pie

** incluye acoples. Vllenado = 0.00236 bbls/pie x 620 pies Vllenado = 1.5 bbls 

Volumen de llenado sacando tubería llena (mojada). Para realizar este cálculo,

se debe considerar que la tubería se comporta como una barra sólida; luego el desplazamiento se calcularía sumando el desplazamiento metálico más la capacidad del eductor. -

Desplazamiento = [Desplazamiento metálico + Cap. Eductor (tubing)]bbls/pie

-

Volumen de llenado = Desplazamiento (bbls/pie) x Longitud Extraída (pies)

Ejemplo Calcular el volumen de fluido de trabajo necesario para llenar el pozo, cuando se han extraído 10 parejas de tubería eductora tubing P105 x 27/8" x 8.7 lbs/pie: Cálculos:

193


De las tablas se obtiene: Cap. tubing: 0.00496 bbls/pie ;

Desplazamiento: 0.00317 bbls/pie

Luego el volumen de llenado será: Vllenado = (0.00317 + 0.00496) bbls/pie x 620 pies Vllenado = 5.0 bbls

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 3 CHEQUEOS DE FLUJO DEL POZO Como se describió en los anteriores procedimientos para el cierre del pozo el chequeo del flujo es un factor muy importante para tomar la decisión definitiva de cerrar el pozo. A continuación se hacen unos cometarios para profundizar un poco más en este procedimiento de verificación o chequeo de flujo del pozo.

Verificación o Chequeos de Flujo 

Chequeo de Flujo Fresando ó “Milando” en el Fondo. Para realizar este chequeo

se sigue el siguiente procedimiento: - Se levanta la sarta del fondo. - Se apagan las bombas y se espera hasta que estas se hayan detenido

completamente.

194


- Se espera un tiempo prudencial y se verifica si el pozo fluye. Si el pozo no fluye,

se puede afirmar que no hubo influjo, sin embargo si después de este periodo de observación se observa que el pozo fluye por cabezadas se puede inferir que hubo un influjo o hay un influjo en desarrollo. 

Chequeo de Flujo Durante Viajes. La experiencia en las operaciones de control

de pozo indica que un chequeo o verificación de flujo durante viajes, al igual que un chequeo de flujo con la sarta en el fondo (fresando), no constituyen un buen indicador de arremetidas. Para el chequeo de flujo durante viajes la maniobra de sacar/meter tubería debe ser detenida, esto trae como consecuencia que las presiones debajo de la sarta sean mayores que las observadas cuando la tubería estaba en movimiento, de allí que el pozo sea menos propenso a fluir durante un chequeo de flujo en viajes que cuando la tubería está en movimiento. En conclusión, la mejor manera de verificar el flujo del pozo es mediante la utilización correcta de la hoja de control de viajes, tal como se define en la unidad 2 (dos) de este manual. 

Chequeo de Flujo después de una Cementación. Este tipo de verificación es un

detalle muy importante durante la ejecución de operaciones de cementaciones primarias ó secundarias; sobre todo en estas últimas que es el caso de cementaciones remédiales, que se realizan comúnmente en operaciones de “workover”. De ahí que la verificación de los volúmenes de lechada inyectados, y su comparación con los volúmenes de retorno; es un parámetro que podría indicarnos que la cementación fue exitosa. Sin embargo, el monitoreo debe continuar por un determinado tiempo adicional, antes de continuar con las operaciones programadas. Cabe señalar que la conclusión definitiva del éxito ó fracaso de la operación, se obtendrán una vez corridos y evaluados los registros de cementación (CBL, CET, etc).

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 4 SIMULACROS (DRILLS) Introducción Para asegurar el éxito de cualquier operación de control de pozo es absolutamente necesario que tanto el personal de la empresa operadora como el personal de la contratista, actúen de manera coordinada y en conocimiento de causa; de tal manera que al momento de ocurrir una arremetida todo el personal tenga bien definido su rol y sitio donde debe dirigirse en el emplazamiento del taladro. Una manera de lograr esta coordinación y alcanzar la rapidez y tiempo de respuesta necesarios es mediante la realización y repetición de diferentes tipos de simulacros relacionados con las operaciones de control.

195


Establecimiento de Responsabilidades A manera de ejemplo, se señalan algunas tareas y responsabilidades que deben ser bien definidas en aras de lograr el éxito de la operación de control. 

Se debe definir, claramente, entre los supervisores de la contratista y los supervisores de la empresa operadora, quien será el encargado de dirigir las operaciones de acuerdo al plan pre-establecido de arremetidas y/o reventones.



Definir quién o quiénes serán las personas encargadas de manejar el estrangulador (manual ó hidráulico); y al mismo tiempo señalar las personas que reemplazarán a este personal, para realizar sus tareas habituales mientras ellos estén al frente del estrangulador.



Establecer si los supervisores del taladro deben participar en la realización de los simulacros.



Definir un sistema de comunicación efectiva entre el personal encargado de la operación de control.



Designar la persona encargada de manejar las comunicaciones con la oficina o base de operaciones e inclusive con los medios de comunicación si fuera el caso.



Asegurarse de que todas las personas comprometidas en la operaciones de control conocen su posición y que deben hacer durante el desarrollo de las operaciones.

Tipos de Simulacros Dependiendo de la ubicación del taladro, del tipo de operaciones y de las regulaciones gubernamentales que se apliquen en el lugar de operaciones; se pueden definir diferentes tipos de simulacros, sin embargo de esta sección nos ocuparemos únicamente de los simulacros para medir la capacidad de respuesta del personal cuando se detectan ganancias ó pérdidas en los tanques de lodo.

Simulacro Circulando en Fondo/Fresando/limpiando Para realizar un simulacro cuando se está en el fondo y realizando algunas de las tareas mencionadas en el epígrafe, se deben cumplir los siguientes pasos: 

El Supervisor de 24 horas o el representante de la compañía operadora (Company Man), levanta el sensor que indica el nivel en los tanques para producir una

196


ganancia ficticia y simular un influjo. Si el taladro no esta equipado con sensores ó cualquier otro dispositivo de medición de nivel en los tanques; el supervisor de 24 horas anunciará, a la cuadrilla y resto del personal que se ha producido una ganancia en los tanques. 

Una vez detectado el influjo, el perforador activa la alarma sonora de acuerdo al código establecido para señalar zafarrancho de arremetida.



Inmediatamente el perforador levanta el cuadrante por encima de la mesa rotaria asegurándose de que no haya uniones (tool joints) a nivel de los preventores.



El perforador apaga la bomba, y cierra el preventor designado y posteriormente el choke.



Se contabiliza el tiempo transcurrido desde el momento en que se detectó el influjo hasta el cierre completo del pozo. Se analizan los resultados para ver si están de acuerdo con los estándares y se decide si se repite o no el simulacro.

Simulacro Durante Viajes Para realizar este tipo de simulacros, deben seguirse los siguientes pasos: 

El Supervisor de 24 horas o el Company Man, manipulan los sensores de flujo para simular una arremetida. Si no se dispone de sensores indicadores de nivel en los tanques; el supervisor simplemente anunciará a la cuadrilla y al resto del personal que ha ocurrido una arremetida.



El perforador activa la alarma sonora una vez que ha detectado el influjo.

Simulacro Durante Viajes 

El perforador y la cuadrilla colocan el tubo en maniobra, a tiro de cuña.



La cuadrilla coloca la válvula de seguridad de tubería en posición abierta y luego la cierra.



El perforador cierra el preventor designado y termina de cerrar el pozo.



Se contabiliza el tiempo transcurrido desde el momento en que se detectó el influjo hasta el cierre completo del pozo. Se analizan los resultados, para ver si están de acuerdo con los estándares y se decide si se repite o no el simulacro.

197


Frecuencia de los Simulacros La frecuencia de realización de los simulacros, depende de las normas establecidas por el operador para tal fin y en muchos casos de la discrecionalidad del supervisor del taladro, según las operaciones que se estén realizando. Sin embargo; algunos operadores establecen un mínimo de dos o tres simulacros por semana por cuadrilla, lo cual va a depender de la velocidad de respuesta adquirida y demostrada por los equipos de trabajos o cuadrillas.

OPERACIONES DE FORZAMIENTO DE TUBERÍA (STRIPPING ) Introducción Una de las complicaciones más serias que pueden ocurrir durante operaciones de “workover”; es que ocurra una arremetida durante un viaje, ó que el mismo evento ocurra al término del viaje sacando la tubería, lo cual complicaría aún más la operación de control del pozo. Cabe señalar, que dependiendo de cuan alejada esté la sarta del fondo y de las características de la arremetida; existen varias opciones para el control del pozo, dentro de las cuales se debe considerar la posibilidad de bajar la tubería hasta el fondo y luego aplicar algunas de las técnicas de control mediante circulación.

198


La operación de forzar tubería hasta el fondo bajo presión se denomina técnica de “stripping”; lo cual podrá lograrse solamente si el peso de la sarta de trabajo es mayor a la fuerza neta hacia arriba que se produce por efecto de la presión del influjo, luego de cerrar el pozo.



Página

1. Consideraciones Generales

187

2. Procedimiento de forzamiento de Tubería sin Migración y con Migración del Influjo

192

3. Técnicas de Forzamiento de la Tubería

194

STRIPPING

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 CONSIDERACIONES GENERALES Introducción

Para realizar una operación de “stripping” ó forzamiento de tubería bajo presión, se precisa hacer ciertos arreglos en el taladro que garanticen el éxito de la operación. Sin embargo, es importante señalar que no todo los equipos, ni en todas las situaciones, es posible disponer de estos accesorios y equipos; no obstante, en este bloque de conocimiento, se definirán estos arreglos requeridos y algunas recomendaciones generales para emprender una operación (stripping) de esta naturaleza.

199


Equipos y Accesorios La ejecución de una operación de “stripping”, requiere que el taladro esté dotado con los siguientes equipos y accesorios: 



 

Arreglo de válvulas impide reventones (BOP s) integrado por un preventor anular y dos de arietes ó dos preventores de arietes solamente. Un preventor interno (Inside preventer) y una válvula de máxima abertura de tubería (Kelly cock). Tanque de viaje pequeño y tanque auxiliar calibrados. Reguladores de presión de los preventores bien calibrados y en condiciones de operatividad.

La disposición y arreglo típico de estos equipos se muestra en la figura siguiente:

Fig. 1 Arreglo típico para operaciones de “stripping” 

Dispositivo deslizador (stripper). Este dispositivo permite que secciones de

tubería eductora (tubing); puedan ser forzadas hacia el fondo del pozo bajo presión, y en el cual los elementos sellantes (elastómeros) están continuamente en contacto con la tubería eductora; tal como sucede con los cabezales rotatorios. Sin embargo, el deslizador (stripper) no está diseñado para permitir la desviación del fluido de trabajo hacia otros sitios de la localización; lo cual si es una característica importantísima de los denominados cabezales rotatorios (rotating head). Otra característica importante del dispositivo deslizador; es que su diseño permite la acumulación de presión detrás de los elementos sellantes; lo cual garantiza el mantenimiento continuo de un sello efectivo alrededor de la tubería. Cabe señalar igualmente que este dispositivo deslizador es utilizado en algunas ocasiones cuando se decide el control del pozo mediante circulación inversa.

200


En las figuras siguientes se muestran varias vistas de este dispositivo, incluyendo un corte transversal.

Recomendaciones Operacionales Realizar una operación de forzamiento de tubería bajo presión; no debe verse como una actividad extremadamente complicada, si no como una operación sencilla pero que precisa de tomar ciertas precauciones; tales como: -

Realizar los cálculos pertinentes para verificar si la operación de “stripping” es viable.

-

Considerando que esta no es una operación rutinaria; se debe tomar el tiempo necesario para informar a la cuadrilla, y al resto del personal involucrado, del procedimiento a seguir y de sus respectivas responsabilidades durante la ejecución de la operación de “stripping”.

201


-

Se debe analizar cuidadosamente la técnica que se va a emplear para el forzamiento de la tubería (solamente preventor anular; combinación anular-ariete de tubería ó ariete-ariete).

-

Definir con claridad el tipo de influjo que se produjo (agua salada, petróleo, gas)

-

Verificar si hay ó no migración del influjo.

-

Verificar que el tanque de viaje esté correctamente alineado con el estrangulador manual; a fin de tener un mejor control de los volúmenes de fluido a descargar (drenar).

-

Asegurarse que el perforador y el operador del estrangulador manual puedan comunicarse en forma efectiva.

-

Asegurarse de que la cuadrilla haya limado las partes rugosas ó afiladas de las uniones, y de que los protectores de goma de la tubería hayan sido retirados; de tal manera de evitar el desgaste excesivo de los elementos sellantes de los preventores (BOP s) utilizados para la operación de “stripping”.

-

Utilizar preferiblemente la técnica de “stripping” a través del anular solamente; ya que esta técnica presenta ciertas ventajas comparativas con respecto a las otras técnicas ya mencionadas, sin embargo; si se utiliza el anular para el forzamiento debemos considerar que la presión anular en superficie no sea demasiada elevada y también verificar que el volumen de fluido en el tanque de la Unidad Acumuladora de Presión (UAP) se mantenga en in nivel adecuado.

-

Se recomienda emplear algún lubricante en la parte superior del preventor anular al momento de iniciar el forzamiento de la tubería. Una mezcla de aceite, agua y bentonita es comúnmente utilizada para estos fines.

-

Otra consideración importantísima; se refiere al hecho de llenar la tubería continuamente durante la ejecución de la operación de forzamiento. Descuidos en la observancia y cumplimiento de esta norma, ha dado lugar a numerosos reventones en diferentes partes del mundo petrolero.

Cálculos previos Antes del inicio de las operaciones de forzamiento de tubería; se deben realizar algunos cálculos y establecer algunas condiciones y/o asumciones; tales como: 

Fuerza hacia abajo ejercida por la tubería. Este parámetro se refiere al peso

flotando de la tubería; considerando que el pozo está lleno con el fluido de t rabajo.

202


F↓ = Wa x f f (lbs)

Donde:

F↓ : Fuerza hacia abajo (lbs) Wa : Peso en el aire de la tubería (lbs)

f f : Factor de flotación (adimensional) 

Fuerza hacia arriba. Este parámetro se refiere a la fuerza ejercida por la presión

del pozo sobre el área seccional de la tubería.  

 

Donde:

x D2ext. x PCC (lbs)

  Fuerza hacia arriba (lbs)

: 3.1416

Dext : diámetro externo del eductor (pulg.) PCC: presión de cierre en el anular (lbs/pulg 2) 

Volumen a descargar. Se refiere al volumen de fluido que se debe drenar del pozo

cada vez que se introduce una pareja de tubería; y que debe ser medido cuidadosamente. 

Vdesc. 

  

(bbls/pies) x Longitud de pareja (pies)

Longitud del influjo en el revestidor (hinf ).

hinf = Volumen de ganancia (bbls)/Capacidad revestidor (bbls/pies) 

Longitud del influjo cuando la burbuja es penetrada por la tubería eductora.

(hinf )p = Volumen de ganancia (bbls)/Capacidad anular (bbls/pies)



Incremento de presión de cierre anular debido a la penetración del influjo (∆PCC). Esto ocurre debido a que la longitud del influjo al ser penetrado por la

203


sarta de trabajo se incrementa; lo cual se traduce en una disminución de la presión hidrostática, y por consiguiente un incremento de la presión en el casing. ∆PCC = ∆hinf x (Gf - Ginf )

Donde:

∆PCC :Incremento de presión anular (psi) ∆hinf : Cambio en longitud del influjo (pies) Gf : Gradiente de presión del fluido de trabajo (psi/pie) Ginf : Gradiente de presión del influjo (psi/pie)



Tasa de migración del influjo. Se refiere a la velocidad a la cual el influjo se

desplaza desde el fondo, hacia la superficie. Esta tasa de migración se expresa en pies/horas. V mig.

 

x 0.052 x ∆t

Donde: V mig. : Velocidad de migración (pie/hora) ∆PCC :Incremento de presión anular (psi)

Df : Densidad del fluido de trabajo (lpg) ∆t : intervalo de tiempo para el cambio de PCC (psi)

STRIPPING

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 2 FORZAMIENTO CON Y SIN MIGRACIÓN DEL INFLUJO

Introducción

204


Al momento de decidir realizar una operación de forzamiento de tubería bajo presión; se debe tener una buena idea del tipo de fluido que ha entrado al pozo. El conocimiento cabal de este parámetro; determinara, el procedimiento a seguir para ejecutar la operación de “stripping”. Esto quiere decir; que si el influjo es de agua salada y/o petróleo, se va considerar que no hay migración del mismo hacia la superficie; ahora, si el influjo es gas, se asumirá que hay migración del influjo hacia la superficie.

Forzamiento de Tubería Sin Migración. Procedimiento El procedimiento a seguir para realizar este tipo de operación, es el siguiente: 

Una vez cerrado el pozo y verificado el tipo de fluido del influjo; se procede a determinar: -

Calcular las fuerzas hacia arriba y hacia abajo; para determinar si la operación de “stripping” es posible

-

La altura del influjo en el revestidor.

-

El numero de pareja ó longitud de tubería que se debe forzar para alcanzar el tope del influjo.

-

Determinar la nueva altura del influjo, debido a la penetración de la tubería en el mismo.



Determinar ó calcular el incremento de presión debido a la penetración de la sarta en el influjo.



Seleccionar y asumir un apropiado factor de seguridad el cual que se debe añadir el incremento de presión evaluado en el punto anterior. Este valor, servirá de compensación por las pérdidas de presión hidrostática que ocurran durante el proceso; y también por posibles errores en la manipulación del choke.

 

Calcular el volumen teórico que se debe descargar, cada vez que se baja una pareja. Verificar que todos los equipos y accesorios que se utilizarán para el control de los volúmenes a descargar; estén bien alineados con el choke manual, como se muestra en la figura numero 1.



Conectar el preventor interno en el tope de la válvula de seguridad de tubería.



Abrir la válvula de seguridad de tubería; y verificar que no hay fugas a nivel del preventor interno.

205


Regular la presión del preventor anular, a un nivel que facilite el forzamiento de la tubería (mínimo nivel de goteo ó fuga).



Anotar la presión de cierre del revestidor, y comenzar a bajar la primera pareja .



Descargar un volumen de fluido de trabajo, hasta que la presión de cierre en el revestidor sea igual a la presión de cierre al inicio del “stripping”, más el factor de seguridad.



Continúe la operación de forzamiento; drenando cada vez, el volumen de descarga correspondiente a una pareja, hasta llegar al fondo.



Una vez la sarta del fondo ó muy cerca de él; se puede aplicar el método del perforador en su primera fase, para evacuar el influjo.

Forzamiento de Tubería Con Migración. Procedimiento El procedimiento a seguir para realizar este tipo de operación, es el siguiente: 

Calcular las fuerzas hacia arriba y hacia abajo; para determinar si la operación de “stripping” es posible.



Calcular el volumen teórico que se debe descargar, cada vez que se baja una pareja.



Seleccionar una presión de trabajo (Pt) entre 50 y 200 psi; a fin de evaluar un incremento de volumen (∆v), adicional a descargar y que permita la expansión del gas.



Seleccionar un factor de seguridad de 100 psi, que permita compensar por manejos inadecuados del choke cuando se trate de mantener la presión de cierre en el revestidor constante.



Comenzar a forzar la tubería, permitiendo que la presión en el anular ó revestidor aumente hasta el valor de presión inicial de cierre (PCC)i más el valor de (Pt) seleccionado más el factor de seguridad (Ps); que denominaremos (P est.)1. (Pest.)1 = (PCC)i + (Pt) + (Ps) Forzamiento Con Migración (Cont…)



Abrir el choke y descargar el volumen necesario para mantener constante la presión en el revestidor (P est.)1. Recuerde que el gas está migrando; y a pesar de que se descargue un cierto volumen de fluido, la presión en el revestidor se incrementará.

206


Descargar un volumen (∆v), mientras mantiene la presión en el revestidor constante (Pest.)1; luego cerrar el choke.



Continuar forzando la tubería manteniendo constante la presión en el revestidor (Pest)2; mientras descarga primero el volumen calculado por pareja, y luego el valor del volumen ∆v.



Repetir el procedimiento hasta llegar al fondo.



Aplicar el método del perforador en su primera fase para evacuar e l influjo.

STRIPPING

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 3 TÉCNICAS DE FORZAMIENTO DE LA TUBERÍA Introducción

Como se mencionó anteriormente; desde el punto de vista operacional es posible realizar el forzamiento de la tubería bajo presión utilizando solamente el preventor anular para tal fin. Sin embargo; de acuerdo a las condiciones del pozo y al equipamiento del taladro en lo que se refiere al conjunto de preventores (BOP s), también se puede realizar el “stripping” utilizando las técnicas de forzamiento de anular–ariete ó la combinación ariete–ariete. En este bloque, se presentarán las técnicas de forzamiento utilizando solamente el preventor anular; y la combinación ariete–ariete.

Forzamiento de la tubería a través del preventor Anular Una vez que los dispositivos y accesorios necesarios para realizar el “stripping” han sido instalados y alineados con el choke; se procederá de la siguiente manera: 

Verificar que las presiones de cierre en superficie estén estabilizadas.



Utilizando el regulador de presión instalado en el anular; reduzca gradualmente la presión de cierre anular, hasta alcanzar un valor que permita deslizar la tubería; y que se produzca una pequeña fuga del fluido de trabajo, lo cual lubricaría la tubería y ayudaría en el proceso de forzamiento.

207




Si las condiciones del pozo no permiten que se tolere una ligera salida del fluido de trabajo, utilice entonces la presión de cierre más bajo que se pueda usar manteniendo un sello adecuado.



Comience a forzar la tubería a través del anular, a una velocidad moderada tomando en consideración la velocidad de migración de la burbuja de gas ó, si se ha considerado que no hay migración del gas.



A medida que la tubería se va forzando, se debe liberar un determinado volumen de fluido de trabajo; según los cálculos realizados.



No olvidar llenar la tubería a medida que el forzamiento de la misma progresa.



Al llegar al fondo aplique alguno de los métodos de circulación para el control definitivo del pozo.

Forzamiento de la tubería de ariete–ariete El procedimiento a seguir para ejecutar esta operación; es como sigue: 

Reduzca gradualmente la presión de cierre en el preventor de ariete superior (100 @ 500 psi) ó al mínimo permisible para el deslizamiento de la tubería.



Comience a bajar la tubería lentamente hasta que la junta del tubo se localice cerca del ariete superior.



Cierre el ariete inferior y libere la presión atrapada entre los arietes; usando el estrangulador ó algún dispositivo similar alineado para este propósito.



Abre el ariete superior y reduzca la presión de cierre en el ariete inferior de 100 a 500 psi.



Baje la junta despacio para colocarla entre los arietes.



Cierre el ariete superior.



Aplique presión entre los arietes con una magnitud igual a la presión anular.



Abra el ariete inferior y reduzca la presión de cierre en el ariete superior.



Baje la tubería hasta que la junta del tubo se encuentre cerca del ariete superior una vez más.



Repita el procedimiento, hasta que la tubería llegue al fondo y se pueda aplicar un método convencional para el control definitivo del pozo.

208


PLAN DE CONTINGENCIA EN CASO DE ARREMETIDA DEL POZO Introducción Cuando ocurre una arremetida (kick); todo el personal del taladro, y sobre todo aquellos involucrados directamente en la operación, deben tener bien definida su posición y responsabilidades durante el proceso de control del pozo. En cuanto al método y/o técnicas a utilizar para tal fin; serán determinados en función de las condiciones del pozo y evaluación de los escenarios que podrían presentarse.


Lecciones

Página

1. Posición y Responsabilidades del Personal

197

2. Comunicación Efectiva y Escenarios de Control del Pozo

202

209


POSICIÓN Y RESPONSABILIDADES DEL PERSONAL Introducción En esta lección se definirá claramente la posición que deberá ocupar cada uno de los miembros de la cuadrilla; así como el personal supervisorio tanto de la Empresa Operadora como de la Contratista, en situaciones de control del pozo. Asimismo, se describirán las responsabilidades de cada una de estas personas involucradas en la operación de control.

Contenido A continuación se mencionan los bloques de conocimientos que conforma esta lección.

Bloque de Conocimiento 1. Asignaciones, Posiciones y Responsabilidades del Personal

210

Página 198


BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 ASIGNACIONES, POSICIONES Y RESPONSABILIDADES DEL PERSONAL Introducción En esta sección se definen las asignaciones, posiciones y responsabilidades del personal durante la operación de control del pozo. Igualmente se mencionarán ciertas obligaciones del personal durante las operaciones de rutina, pero relacionadas con los aspectos preventivos ligados a la ocurrencia de una arremetida.

Asignación, Posición y Responsabilidad del Personal

Obreros de Taladro Durante las operaciones rutinarias y las de control del pozo; estos miembros de la cuadrilla, recibirán instrucciones directas del perforador y realizarán entre otras, las siguientes tareas: 

Notificar cualquier situación anormal observada relacionada con cambios en el nivel de los tanques de fluidos, cambios en el flujo de retorno, fugas de fluido a nivel del conjunto de preventores, etc.



Verificar que el pozo está perfectamente alineado con el Manifold de Chokes.



Ayudar en la mezcla y mantenimiento de fluido de trabajo.



Ayudar en el chequeo de las bombas, conjunto de preventores, desgasificador; y cualquier otra tarea asignada por el perforador y relacionada con la operación de control.

Encuellador Entre las obligaciones principales del Encuellador se pueden m encionar: 

Mantener al día e informar oportunamente del inventario de químicos y materiales necesarios para la preparación del fluido de trabajo y/o para controlar el pozo (matar).

211


Notificar al perforador de cualquier cambio observado en las propiedades del fluido de trabajo tales como densidad, viscosidad, contenido de sólidos, etc.



Monitoreo de todos los equipos de control de pozos y notificación de cualquier mal funcionamiento de los mismos, esto incluye los equipos y accesorios ligado al sistema de circulación; a fin de verificar cambio de nivel en los tanques, flujo de retorno, desgasificadores, bombas, etc.

Perforador Entre las principales tareas y responsabilidades del perforador en operaciones rutinarias y de control de pozos; se pueden mencionar: 

Monitorear regularmente todos los equipos y accesorios relacionados con el control del pozo; haciendo énfasis en el conjunto de preventores, manifold de chokes, unidad acumuladora de presión (UAP), y las líneas hidráulicas que van al conjunto de preventores (BOP s).



Asegurarse que en el piso del taladro estén siempre disponibles y probadas adecuadamente; una válvula de seguridad para tubería (Kelly Cock), y un preventor interno.



Permanecer atento a cualquier señal indicadora de arremetida y cerrar el pozo de acuerdo a las normas y procedimientos de la Compañía Operadora.



Establecer en cada turno y anotar en la hoja API de reporte diario; una velocidad reducida de bombeo para fijar la presión reducida de circulación, cuyo valores serán utilizados durante la operación de control de pozos.



Orientar y supervisar a los miembros de la cuadrilla para que cumplan con las funciones que les han sido asignadas para las actividades rutinarias y durante las operaciones de control del pozo.



Asegurarse de detectar y notificar cualquier fuga de fluido u otra anomalía que pudiera presentarse en el conjunto de preventores, líneas y Manifold de chokes.



Suministrar oportunamente toda la información concerniente al cierre del pozo, requerida para la planificación de la operación de control.



Operar directamente las bombas del taladro, de acuerdo a las instrucciones del Coordinador de las operaciones de control del pozo.

Supervisores de 12 y 24 horas

212


Asegurarse que todas las normas y regulaciones concernientes a las operaciones rutinarias y de control de pozos hayan sido cumplidas adecuadamente y de acuerdo a lo establecido por la Empresa Operadora.



Asegurarse que todos los miembros de la cuadrilla cumplan con todas las tareas y responsabilidades que les hayan sido asignadas tanto para las operaciones rutinarias como para las operaciones de control del pozo.



Asegurarse que en cada cambio de turno, la cuadrilla entrante esté debidamente informada de las operaciones que se están llevando a cabo para asegurar el control del pozo.



Prestar el apoyo necesario y cuando sea requerido, al Coordinador de las operaciones de control del pozo.

Ingeniero de Fluidos Entre las tareas y responsabilidades del ingeniero de fluidos en operaciones rutinarias y/o de control de pozos; destacan las siguientes: 

Monitoreo continuo de las instalaciones y equipos del sistema de circulación de fluidos, a fin de detectar, reportar y corregir cualquier anomalía en su funcionamiento.



Elaborar y comentar con el supervisor de 24 horas el reporte sobre las propiedades reológicas y otras variables del fluido de trabajo; haciendo énfasis en aquellas variaciones y fluctuaciones que pudieran representar un posible problema y/o arremetida del pozo.



Elaborar y mantener en el sitio del taladro un inventario de productos y químicos claves para la preparación de salmueras ó fluidos de trabajo y/o de control del pozo.



Realizar cálculos rutinarios para el mantenimiento al día de la hoja de reporte API.



Realizar cálculos específicos para llenar adecuadamente la hoja de “matar” el pozo tales como volumen de la sarta de trabajo, volúmenes anulares, descarga de la bomba, número de emboladas para desplazar la sarta y el espacio anular, desplazamiento de la tubería, densidad equivalente de circulación, etc.



Ejecutar las tareas complementarias asignadas por el Coordinador de la operación de control del pozo.

213


Coordinador de la Operación de Control La jefatura de esta Coordinación generalmente está asignada al representante de la Empresa Operadora (Company man), y entre sus responsabilidades se pueden mencionar las siguientes: 

Asegurarse que todos los miembros de la cuadrilla, incluyendo los supervisores de 12 y 24 horas; estén debidamente adiestrados en el tema de control de pozos y que cumplan a cabalidad las responsabilidades y tareas que les hayan sido asignadas para este propósito.



Organizar y dictar charlas cortas al personal sobre control de pozos, a fin de suplir cualquier deficiencia detectada durante la ejecución de los simulacros de control realizados durante las operaciones rutinarias.



Asegurarse de que se cumplan todas las normas de la Empresa y regulaciones Gubernamentales relativas a las operaciones de control de pozos.



Elaborar y coordinar directamente el plan para atacar el control del pozo, siguiendo los lineamientos de la Empresa.



Mantener debidamente informado al Gerente de Perforación de la ejecución y progreso de las operaciones de control del pozo.



Solicitar ayuda y/o apoyo técnico a los niveles jerárquicos superiores, cuando lo considere necesario.

214


Comunicación Efectiva y Escenarios de Control del Pozo Introducción Uno de los aspectos más importantes dentro de una operación de control de pozos exitosa; lo constituye el tema de las comunicaciones entre los diferentes miembros del equipo involucrado en tal operación. Así tenemos que dentro del plan de ataque de la operación de control, la forma en que fluyan las instrucciones sean verbales ó escritas deben ser claras y precisas; a fin de que no dejen lugar a dudas ni interpretaciones erróneas. Por otra parte, la evaluación de los diferentes escenarios para el control del pozo; debe ser objeto de una decisión que tome en consideración las condiciones reales del pozo, respetando las normas y regulaciones Gubernamentales y la política de la Empresa Operadora; sin menoscabo de los aspectos financieros y ambientales.

Flujograma de las Comunicaciones Durante las operaciones rutinarias, así como en las operaciones de control; es imprescindible establecer canales de comunicación que garanticen el fiel cumplimiento de las directrices e instrucciones contenidas en el Programa d e Trabajo a efectuar; y en el caso de una operación de control, de las instrucciones dictadas por el Coordinador de la operación. En general en las operaciones rutinarias, se utiliza un canal de comunicación a través de charlas de corta duración; y que habitualmente se realizan: 

Antes de Iniciar un Turno de Trabajo. El supervisor de Guardia informa a la

cuadrilla de las actividades que se han planeado realizar; y se cerciora de que cada uno de los integrantes del equipo de trabajo haya entendido cabalmente cada una de las instrucciones emitidas a objeto de lograr el objetivo trazado. Si dentro de las actividades a realizar, hay algunas que revistan un alto riesgo; se debe informar exhaustivamente a todo el personal de los análisis de riesgos realizados previamente y de las recomendaciones pertinentes para evitar cualquier tipo de incidentes y/o accidentes durante la operación. En resumen este tipo de charlas

215


constituyen el momento apropiado para hacer y responder preguntas, aclarar dudas y enfatizar sobre las bondades del trabajo en equipo. 

Al Término de un Turno de Trabajo. Normalmente cuando termina un turno de

trabajo los supervisores de Guardia entrante y saliente se reúnen para discutir las actividades realizadas y el plan de continuidad de las operaciones. Este tipo de intercambio comunicacional es realmente de gran importancia; puesto que han ocurrido situaciones lamentables en el taladro por falta de comunicación oportuna entre los supervisores entrantes y salientes. Cabe destacar que aunque todo lo ocurrido durante el turno debe ser repertoriado en la hoja API de reporte diario; el intercambio verbal entre los supervisores, siempre se hace necesario. En el caso particular de una operación de control del pozo; se debe establecer una cadena de mando a cuya cabeza generalmente esta el representante de la Empresa Operadora en el taladro; y que para estos efectos se denomina Coordinador de operación de control. Las instrucciones y directrices emitidas por este Coordinador; sea en forma verbal ó escrita, deben fluir al resto del equipo involucrado en la operación de control, en forma vertical y sin modificaciones ni distorsiones que pudieran influir negativamente en la ejecución de las operaciones de control. Para evitar cualquier tipo de perturbación en la trasmisión de la información; el Coordinador generalmente convoca una reunión informativa con todos los integrantes del equipo de control, a fin de informarles detalladamente las diferentes fases y actividades contempladas en el plan de ataque para el control del pozo. Una vez iniciada la operación de control y que todo el personal involucrado ocupe el puesto que le haya sido asignado en el plan, las comunicaciones; deberán fluir desde la cabeza de mando (Coordinador) directamente hacia las posiciones claves (Encargado del Choke, Encargado de la Bomba, Supervisores de Guardia), y desde los supervisores hacia el resto del personal.

Escenarios de Control de Pozos Cuando se planifica un trabajo de “workover”; uno de los aspectos importantes a considerar, lo constituyen el tema del control del pozo. En primera instancia, y luego de examinar la historia del pozo y su estatus actual se debe decidir cuál es el método ó técnica más conveniente para “matar” el pozo antes de iniciar el trabajo de “workover” propiamente dicho si el pozo está en producción; en la mayoría de los casos se procedería a controlar el pozo mediante una operación de “Bullheading” si las presiones de cierre en superficie no son muy elevadas. En este caso habría que aplicar alguna técnica para reducir las presiones de superficie (Lubricación y Purga por ejemplo), a un nivel tal que permita ejecutar la operación de “Bullheading” ó circulación sin retorno, en las mejores condiciones de seguridad.

216


Luego que el pozo ha sido controlado; y se inician los trabajos d e “workover” se debe considerar la posibilidad de que ocurra una arremetida durante la ejecución de estas actividades. Si este fuera el caso; entonces habría que tener un plan de ataque para el control del pozo, basado principalmente en las condiciones que presenta el pozo una vez que ha sido cerrado y se tenga conocimiento del nivel de presiones en superficie. Habrá casos donde las características de la arremetida permitan aplicar algunos de los métodos convencionales de circulación (Método del Perforador, Método del Ingeniero), ó quizás si las condiciones del pozo lo permiten, el pozo se podría controlar aplicando la técnica de circulación inversa. Otro escenario posible es que por alguna razón no se pueda circular; y en este caso, lo más prudente seria considerar la posibilidad de aplicar el método volumétrico para evacuar el influjo y luego culminar el proceso de control definitivo mediante algún método de circulación. Por otra parte, habría que considerar la posibilidad de que la arremetida ocurra durante algún viaje, y en estos casos; habría que analizar cuidadosamente si las condiciones del pozo y las características de la arremetida permiten la realización de una operación de forzamiento de la tubería bajo presión (Stripping), para llevar la tubería hasta el fondo; ó si por el contrario la operación de forzamiento de tubería deba hacerse utilizando una unidad de “Snubbing”. Por último habría que considerar un escenario donde el control de la arremetida se complique y se convierta en un reventón (Blowout), en estos casos habrá que tener un plan de contingencia para atacar y resolver este tipo de situaciones; bien sea mediante una operación de “Capping” ó mediante la perforación de un pozo de alivio.

Nota Importante Para una efectiva ejecución de una operación de control del pozo; es indispensable disponer de información actualizada sobre ciertos parámetros relativos al pozo que se está controlando, lo cual fue ya discutido en la Lección (2) de la Unidad (8) de este manual. Sin embargo; si alguno de los escenarios considerados fuese el de perforar un pozo de alivio, entonces se precisaría de información complementaria relativa ha: 



Historia de perforación y producción del pozo. -

Registros de la trayectoria del pozo desde la superficie hasta el fondo.

-

Tasa de producción del pozo (Bbls/d).

-

Intervenciones y trabajo de “workover” realizados anteriormente.

Características del yacimiento (arena) abiertos y cementados y/o ab andonados. - Porosidades. - Permeabilidades. - Otros parámetros petrofísicos.

217


PROBLEMAS Y COMPLICACIONES DURANTE LA OPERACIÓN DE CONTROL DEL POZO Introducción Aunque este tema no sea un asunto común ni frecuente; es probable que en algunas operaciones de control de pozos, se presenten ciertas complicaciones debidas a fallas en los equipos y accesorios utilizados para estas actividades y también suelen presentarse fallas debido al estado mecánico del pozo intervenido. En esta unidad se discutirán y analizarán los problemas comúnmente encontrados y sus posibles soluciones.


Lecciones

Página

1. Presiones Entrampadas.

206

2. Otras Complicaciones.

208

218


PRESIONES ENTRAMPADAS Introducción Durante la ejecución de operaciones de “workover” es práctica común aislar intervalos abiertos mediante la colocación de tapones bajados con guaya (wireline), y luego al desasentarlos, se pueden encontrar ciertos niveles de presiones entrampadas debajo de estos dispositivos. Igualmente se pueden localizar presiones entrampadas debajo de las válvulas de seguridad subsuperficiales localizadas en la tubería eductora (tubing). Este fenómeno también puede encontrarse debajo de puentes formados por arena, parafina, hidratos y por debajo de las empacaduras de producción. Finalmente se puede dar el caso que el pozo sea cerrado antes de que las bombas se hayan detenido completamente; provocando presiones entrampadas. En esta lección se analizarán los problemas más comunes y frecuentes; y se presentarán algunas soluciones para resolverlos.

Procedimiento para Liberar Presiones Entrampadas El principio en que se basa este procedimiento, está relacionado con el hecho de que la magnitud de la presión entrampada es mayor que el valor de presión necesario para balancear la presión en el fondo; y por lo tanto este exceso de presión puede ser purgado ó liberado sin riesgo de que un nuevo influjo entre al pozo. Sin embargo este procedimiento requiere ser detenido en el momento apropiado; puesto que si se continúa el proceso de purga más allá de lo debido, las presiones de superficie comenzarán a incrementarse; como señal de que un nuevo influjo ha entrado al pozo. A continuación se describe el procedimiento a seguir para la liberación ó purga de presiones entrampadas: 



La verificación y purga, debe hacerse a través de las conexiones del lado del revestidor; esto por lo siguiente: -

Generalmente, el choke se ubica del lado del revestidor (casing).

-

Evitar contaminación del fluido de trabajo en el tubing.

-

Evitar la posibilidad de taponamiento en los orificios de herramientas en la sarta (mechas, fresadoras, etc), e igualmente a nivel de camisas y/o puertas de circulación.

Usar la presión de cierre en el tubing como guía; ya que este valor representa fielmente la diferencia entre presión de fondo y presión hidrostática en el tubing; comienza el procedimiento de purgue entre ¼ y ½ barril de fluido de trabajo

219


cada vez. Cierre el choke después de la purga y observe la presión en el tubing; la cual debe disminuir. 

Repita el procedimiento de purga y observación de presión de cierre en el tubing (PCT) hasta que ésta deje de disminuir, en este momento pare el procedimiento y anote la presión de cierre en el tubing (PCT) y la presión de cierre en el revestidor ó casing (PCC).

220


OTRAS COMPLICACIONES Introducción En esta lección; se analizarán otros tipos de problemas y complicaciones que pudieran ocurrir ó detectarse en momentos previos a la ejecución de una operación de control del pozo, ó durante la realización de la misma. Entre estas complicaciones ó problemas se pueden mencionar: 

Obstrucciones en la sarta de trabajo.



Huecos ó perforaciones en la sarta de trabajo.



Presiones excesivas en el revestidor.



Huecos ó perforaciones en el revestidor.



Pérdidas de circulación.



Flujo subterráneo.



Formación de hidratos.

Obstrucciones en la Sarta de Trabajo Al momento de la preparación y mezcla de materiales densificantes y otros aditivos con el fluido de trabajo para controlar un pozo; es posible, si no se toman todas las precauciones para la adecuada homogeinización del fluido; es altamente probable que se formen baches suficientemente sólidos que puedan obstruir total ó parcialmente los orificios de alguna herramienta que forme parte de la sarta de trabajo (mecha, miladoras, fresadoras, etc). Inclusive puede darse el caso que el interior de la tubería pudiera ser obstruida parcial ó totalmente. Una de las señales típicas observadas en superficie y que pudiera estar indicando alguna obstrucción en la sarta de trabajo; es el incremento en la presión del tubing, mientras que la presión en el casing permanece relativamente constante. Esta señal es muy importante, y el operador del choke debería interpretarla correctamente, antes de tomar la decisión de abrir más el choke para volver al valor adecuado a la presión en el tubing; puesto que esta acción podría traer como consecuencia una disminución de la presión de fondo, y una eventual entrada de fluido de la formación al pozo.

221


Si la sarta de trabajo está parcialmente obstruida ó taponada ; la mayoría de los operadores recomienda el siguiente procedimiento para continuar con la operación de control: -

Pare la bomba y cierre el choke hasta que el pozo esté completamente cerrado.

-

Anote presión de cierre en el tubing (PCT) y presión de cierre en el casing (PCC)

-

Abra el choke y prenda la bomba hasta llevarla a la velocidad reducida seleccionada originalmente; mientras mantiene constante la presión de cierre en el casing (PCC).

-

Cuando la bomba alcance la tasa reducida de control; lea y anote la presión de cierre en el tubing (PCT), y esta será la nueva presión de circulación. Si esta nueva presión de circulación le parece muy alta para la capacidad de la bomba del taladro; seleccione una tasa de bombeo menor a la anterior y repita el procedimiento hasta lograr una presión de circulación razonable para continuar con el proceso de control del pozo.

Si la sarta de trabajo está totalmente obstruida ó taponada; se recomienda tomar alguna de las acciones descritas a continuación; a fin de resolver el problema: 

Incremente rápidamente la tasa de bombeo y luego disminuya la misma en forma repentina.



Realizar perforaciones en el tubing por encima de la zona obstruida.



Detonar una carga moldeada de baja intensidad cerca de la zona taponada.

Huecos ó Perforaciones en la Sarta de Trabajo Si durante la ejecución de una operación de control del pozo, el operador del choke observa una disminución sistemática en la presión de la tubería, sin observar cambios en la presión de cierre en el casing (PCC) lo más probable es que estemos en presencia de un hueco en la tubería; sin embargo podría suceder que el operador del choke, para tratar de que la presión de cierre en el tubing (PCT) regrese al valor anterior, tome la acción de cerrarlo un poco. Al hacer esto, la presión de cierre en el casing (PCC) se incrementará en un valor mayor al necesario para impedir que un nuevo influjo entre al pozo. Si esta acción de cerrar el choke para compensar la disminución de presión en la tubería se repite, es muy probable que se alcance valores de contrapresión en el anular que pudieran inducir una pérdida de circulación. Tomando en consideración lo anteriormente expuesto; se puede concluir que es muy importante adiestrar adecuadamente al personal para que pueda distinguir claramente los indicadores de que realmente existe un hueco en la sarta de trabajo, y de esta manera atacar el problema en su justa dimensión. Ahora bien, supongamos que estamos seguros de haber detectado un hueco u orificio en la sarta. ¿Qué podemos hacer para continuar con la operación de control?

222


En primera instancia, lo que procede es determinar si el agujero está por arriba ó por debajo de la zona del influjo; lo cual determinará la acción siguiente a tomar para tratar de continuar con la operación de control. Teniendo en consideración que a través del orificio en la sarta, se establece una comunicación con la presión anular; la correcta interpretación de las lecturas de presiones de cierre en el tubing (PCT) puede ayudar a establecer la localización del agujero en la sarta. Por ejemplo si PCT es mucho mayor que el valor esperado; y no tiende a bajar si se purga un cierto volumen de fluido del pozo, entonces esto podría estar indicándonos que el hueco en la sarta podría estar por encima de la zona de influjo; y el valor de (PCT) debería ser el mismo ó muy cercano a la presión de cierre anular (PCC). Por otra parte, si se observa que la presión de cierre en el tubing permanece cercana al valor esperado; podríamos concluir que el agujero en la sarta, se encontraría situado por debajo de la zona de influjo; y en este caso, se recomienda continuar con el proceso de control hasta que el influjo haya sido evacuado completamente. Tómese en consideración ó recuerde que al circular el influjo a una tasa reducida, las posibilidades de que el diámetro del agujero de la sarta aumente; se ven disminuidas y esto aumenta las posibilidades de tener éxito en la operación, sin que se produzcan valores excesivos de contrapresión.

223


Presiones excesivas en el revestidor La tubería de revestimiento en un pozo cumple funciones fundamentales para garantizar la vida productiva del mismo. Entre estas funciones destacan, la de servir de barrera principal contra la migración de fluidos no deseada de una zona productora a otra. Otras funciones que podrían agregarse son la protección y aislamiento de acuíferos de agua dulce. Aislamiento de zonas de alta presión. Si tomamos en cuenta lo anteriormente expuesto, se puede establecer, que el conservar el buen estado de la tubería de revestimiento, es cuestión fundamental para lograr la prolongación de la vida útil del pozo. Por ejemplo, cuando se detectan signos de presión entre la tubería de revestimiento y la sarta de producción; esto es una señal inequívoca de que estamos frente a un problema, que afectará tanto a la productividad del pozo; como a cualquier acción que se intente para el control del mismo previo a la realización de un trabajo de workover. Ahora bien, cuanto seria la máxima presión en superficie manejable antes de crear problemas mayores. Una respuesta podría ser la máxima resistencia de presión al estallido del revestidor. Otra respuesta posible seria la máxima presión anular permitida en superficie (MPAPS), basada en el cálculo del gradiente de fractura de la formación a la profundidad de asentamiento del revestidor. Esta última opción es la que asume la mayoría de las grandes Empresas Operadoras; cuando se trata de decidir si es conveniente cerrar el pozo, ante evidencias de que si esto se hace podría superarse el límite de MPAPS; y entonces podría ocurrir una fractura de las formaciones abiertas. Sin embargo, muchos investigadores y especialistas en la materia no comulgan del todo con esta premisa; aduciendo que los cálculos de MPAPS están basados en la suposición de que el gas se mueve hacia arriba en forma de burbuja, lo cual no es del todo cierto, puesto que la experiencia en muchos casos ha demostrado que el gas tiende a dispersarse en el fluido de trabajo que es circulado, y por lo tanto los cálculos de presiones anulares realizados no son muy precisos. Esto por lo tanto nos lleva a plantear el problema de si cerrar el pozo cuando se alcancen niveles de presión cercanos a MPAPS, como una cuestión de la política de la Empresa para este tipo de situaciones.

Huecos ó perforaciones en el revestidor Como ya se ha expresado anteriormente la conservación en buen estado de la tubería de revestimiento; es de vital importancia para la vida productiva del pozo. De allí que cuando se detectan huecos, orificios, rajaduras ó cualquier otro daño en el revestidor, se deben tomar acciones inmediatas para tratar de corregir ó remediar estas situaciones; antes de que estas deriven en problemas mayores. Muchas veces, los problemas empiezan a generarse durante la perforación del pozo; cuando por ejemplo se utilizan aditivos corrosivos para la elaboración de lodo de perforación, sumándole a esto, el roce excesivo de la tubería de perforación contra las

224


paredes del revestidor en zonas de incrementos de ángulo de inclinación; además del uso de herramientas de pesca interna. Todo esto, indudablemente provoca un debilitamiento del revestidor, y posteriormente durante la vida productiva del pozo podrían aparecer signos de corrosión y daño en el mismo. Por otra parte, malas prácticas durante la ejecución de un trabajo de “workover”; podrían provocar el colapsamiento ó estallido en algunas secciones del revestidor. Cabe destacar sin embargo, que existen soluciones para remediar ó reparar la mayoría de los daños que le pudieran ocurrir a la tubería de revestimiento; entre las cuales se pueden mencionar las siguientes: -

Forzamiento de lechadas de cemento para tapar huecos en el revestidor.

-

Correr herramientas especiales (casing roller), para tratar de solucionar problemas de colapsamiento del revestidor.

-

Bajar una empacadura especial (straddle packer), para aislar zonas dañadas de un revestidor.

-

Recuperar algunas secciones dañadas del revestidor mediante la realización de una operación especial de desenroscado (back-off), y reemplazarlas por secciones nuevas.

-

Colocar un parche (casing patch), en alguna sección dañada del revestidor.

-

Colocar un tapón de cemento por encima de una sección dañada del revestidor para desviar el pozo.

Por otra parte, se debe señalar que la detección de un hueco en la tubería de revestimiento durante la realización de una operación de control del pozo; generalmente deriva en un problema de pérdida de circulación; pero que afortunadamente en la mayoría de los casos este tipo de problema puede ser solucionado satisfactoriamente.

Pérdidas de circulación Las pérdidas de circulación parciales ó totales durante una operación de control del pozo; debe ser entendido como la fuga del fluido de control para “matar” el pozo, hacia la formación ó intervalos abiertos. Generalmente esto podría ocurrir al cerrar el pozo con una presión anular superior a la MPAPS y que eventualmente pudiera ser superior a la presión de fractura de alguno de los intervalos abiertos. Otra explicación para la pérdida parcial ó total de fluido hacia la formación; podría ser la utilización de un fluido de control con una densidad excesiva, que pudiera superar al gradiente de fractura de alguno de los intervalos abiertos a una determinada profundidad. En resumen, si la caída del nivel en los tanques es persistente, y se concluye de que estamos en presencia de pérdidas de circulación parcial; entonces algunas de las siguientes acciones puede ser ejecutada para resolver el problema:

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1. Si se dispone en el taladro de facilidades para mezclar y mantener suficiente fluido de control en los tanques; entonces la decisión puede ser de continuar con la operación de control y evacuar totalmente los fluidos del influjo, lo cual ara que la presión en la zona de pérdida disminuya, y el problema podría quedar resuelto. 2. Otra opción utilizada por muchos operadores para tratar de remediar el problema; consiste en detener las bombas, luego cerrar el pozo y mantenerlo cerrado de una (1) a tres (3) horas. Durante este periodo de espera, se debe descargar presión a través del choke para tratar de mantener la presión de cierre en la tubería (PCT) constante. Si este objetivo no se consigue y la PCT se incrementa en más de 100 psi; entonces se recomienda utilizar otra técnica para tratar de curar la pérdida de circulación. 3. Si las bombas están paradas y el pozo está cerrado, se selecciona una tasa de circulación menor a la tasa de circulación pre-establecida en la hoja de “matar” el pozo; con esta nueva tasa de circulación se hace los cálculos pertinentes para establecer la nueva presión inicial de circulación entonces cierra el choke hasta que la presión anular llegue al valor que tenía cuando se cerró el pozo inicialmente. Ahora active la bomba hasta obtener la nueva tasa de circulación correspondiente a la nueva tasa de bombeo reducida seleccionada y circule una píldora del material antipérdida que mejor funcione en el área. Observe cuidadosamente el pozo para verificar si el problema de pérdida de circulación ha sido solucionado totalmente ó en un buen porcentaje que permita continuar con la operación de control sin riesgos mayores. 4. Si la magnitud del influjo es relativamente baja, y si estamos seguros que zona de pérdida de circulación se encuentra localizada por encima del influjo; entonces la circulación del pozo con un fluido de control pesado, puede ser la solución para “matar” el pozo. Una vez el pozo controlado; los esfuerz os deben dirigirse entonces a resolver el problema de pérdida de circulación. 5. Si las pérdidas de circulación parciales se incrementan y llegan hasta valores que superen el 80% y no pueden ser remediadas; muchos operadores recomiendan colocar un tapón de barita para sellar la zona del influjo y evacuar completamente los fluidos asociados al influjo; para luego proceder al problema de pérdida de circulación.

Flujo subterráneo Este tipo de situaciones puede ocurrir por ejemplo en un pozo que empiece a fluir y se tengan zonas de alta y baja presión que estén abiertas. Considerando que el influjo proviene de la zona de alta presión, la preparación de un fluido de densidad adecuada para controlar el flujo en esta zona, no representa dificultad alguna. Sin embargo debemos tomar en cuenta que con esa densidad de fluido, la zona de baja presión vería superada su gradiente de fractura, y en ese momento se produciría el flujo que

226


denominaremos subterráneo; que de no controlarse adecuadamente podría provocar graves complicaciones para continuar con la operación d e control. Para atacar este tipo de situaciones, muchos operadores recomiendan bombear y colocar materiales sellantes especiales, tales como el carbonato de calcio (CaCO 3), en frente de la zona de baja presión; e impedir de esta manera que el fluido de control penetre está zona. Igualmente otros productos a base de polímeros han sido ensayados con éxito para sellar la zona de baja presión. Una vez que el pozo ha sido controlado, se procede a remover el material sellante mediante un lavado con acido realizado en frente de las perforaciones. Otra solución posible, sería la de aislar la zona de baja presión mediante la colocación de tapones bajados con guaya; con la finalidad de que el fluido de control no tenga contacto con la zona que produce el flujo subterráneo.

Formación de hidratos Los hidratos de gas son estructuras cristalinas semejantes al hielo que generalmente se forman en presencia de agua y ciertas condiciones de presión a baja temperatura. En general, este tipo de fenómeno aparece con mayor frecuencia en operaciones costa afuera; donde se han detectado situaciones de taponamiento del conjunto BOP s y de las líneas del choke, complicando en muchos casos las operaciones de control del pozo. Normalmente la temperatura promedio para que se inicie la formación de hidratos, está alrededor de 4.5º C; temperatura ésta que ha sido observada en muchas aéreas donde se desarrollan proyectos costa afuera con profundidades de aguas medianas y profundas. Es importante destacar que existen factores críticos para la formación de hidratos y que deben ser conocidos por el personal involucrado en las operaciones de perforación y/o reparación de pozos (workover); entre los cuales podemos mencionar: -

Los gases con mayor peso molecular.

-

Aguas con temperaturas inferiores a 4.5º C.

-

Mantener el pozo cerrado y sin circulación por largos periodos de tiempo.

Por otra parte, cabe señalar que la formación de hidratos es un problema complicado y que requiere de mucha técnica y buena tecnología para evitarlo por ejemplo, durante la perforación se usan lodos altamente inhibidos para evitar ó disminuir en alto grado la ocurrencia de este fenómeno. Otra solución aplicable es el tratamiento con calor de las zonas obstruidas con hidrato; y en muchos casos el metanol calentado y bombeado utilizando una unidad coiled tubing, ha dado buenos resultados para disolver y remover los hidratos.

Nota importante A continuación se describen procedimientos de campo para la preparación y colocación de tapones sellantes de baritas y de bentonita más diesel (gunk-plugs).

227


Tapones de Barita Siguiendo el procedimiento que se describe a continuación, se puede preparar un tapón de barita de acuerdo a las normas comúnmente aceptadas: 

Calcule el volumen de mezcla requerido para asentar un tapón de barita de más ó menos 500 pies de largo; tomando en consideración la data contenida en la tabla mostrada más abajo. Si lo considera necesario aplique un factor de exceso, según la experiencia en la zona.



Mezcle alrededor de 0.7 libras de pirofosfato sódico (SAPP) por cada barril de agua fresca.



Ajuste hasta 9 el pH de la mezcla utilizando soda caustica en una proporción de alrededor 0.25 libras por barril de agua.



Agregue barita a la mezcla hasta alcanzar una lechada de preferiblemente 22 lbs/gal.



Bombee la lechada dentro de la sarta de trabajo a una tasa de circulación entre 5 y 10 bbls/min.



Desplace la lechada fuera de la sarta de trabajo utilizando un fluido de trabajo de alta densidad; a fin de evitar un posible contraflujo ó taponamiento.



Saque rápidamente una pareja de tubería y continúe sacando hasta que el fondo de la sarta de trabajo esté por encima del tope del tapón de barita.



Circule el pozo manteniendo una cierta presión de contraflujo en el anular.



Espere hasta que el tapón de barita haya “fraguado” ó alcanzado un estado sólido. El tiempo de espera depende del tipo y cantidad de aditivos que se hayan agregado a la lechada original.



Circule el pozo para verificar que el tapón se haya fijado correctamente; observando el retorno, el cual debería estar libre de gas.



Una vez cerciorado de que el tapón selló correctamente la zona de alta presión; los esfuerzos del equipo encargado del control del pozo deben concentrarse hacia la solución del problema de pérdida de circulación. TABLA PARA CALCULOS DE TAPONES DE BARITA

Densidad de lechada (Lpg)

Agua de Mezcla (gal/sk)

Sk. Barita Bbl. lechada

18.0

5.10

5.30

Rendimiento de la Lechada 3

Bbls/sk

Bbls/200 sk

Bbls/300 sk

Bbls/400 sk

Pie /sk

0.189

37.8

56.2

75.5

1.060

228


20.0

3.70

6.43

0.156

31.1

46.6

62.1

0.873

21.0

3.20

6.95

0.144

27.8

43.2

57.5

0.807

22.0

2.75

7.50

0.133

26.6

40.0

53.3

0.748

Tapones de Bentonita/Diesel (gunk-plugs) Un “gunk-plug” es básicamente una mezcla de bentonita con aceite diesel, que ha dado muy buenos resultados para sellar flujos subterráneos sobre todo si estos son de agua. El mecanismo para la formación del tapón consiste en mezclar en las adecuadas proporciones bentonita seca con gasoil (diesel) y aprovechar la característica de esta mezcla que no se hincha; proceder a bombearla a través de la sarta de trabajo hacia el fondo. Cuando la mezcla sale hacia el espacio anular entra en contacto con el agua, hidratándose y formando un tapón altamente viscoso que permite el sellado de las perforaciones abiertas. Para preparar una mezcla de bentonita/diesel de aproximadamente 11 libras/gal, la mayoría de los operadores recomiendan una proporción de 300 libras de bentonita por cada barril de gasoil; y se aconseja igualmente agregar a la mezcla unas 15 libras de mica fina a fin de darle mayor consistencia a la lechada. A continuación se dan algunas indicaciones para el bombeo y colocación apropiada de la mezcla en frente de las perforaciones abiertas: 1. Corra registros ó utilice cualquier otro mecanismo u instrumento para ubicar con precisión la zona de pérdida ó de influjo. 2. Prepare la mezcla utilizando una unidad de cementación con dispositivo de mezcla hidrojet a fin de alcanzar una homogeinización adecuada de la lechada. 3. Bombee de 5 a 10 barriles de diesel dentro de la sarta de trabajo, a fin de que sirva como espaciador entre el fluido desplazante y la lechada preparada. 4. Desplace la lechada a una tasa de 3 a 5 Bbls/min. 5. Cuando la lechada alcance el fondo de la sarta, comience a bombear agua fresca de mezcla a una tasa aproximada de ½ Bbls/min; a fin de reducir las presiones superficiales y eventualmente suplir agua para contribuir a la hidratación de la mezcla bentonita/diesel. 6. Cierre el anular y espere por espacio de 6 a 8 horas para asegurarse que el tapón ha sido colocado efectivamente. 7. Libere la presión en el anular y termine de sacar la tubería lentamente.

Muy Importante

229


Tome las precauciones necesarias para evitar que la mezcla de bentonita/diesel al ser bombeada a través de la sarta de trabajo, entre en contacto con agua; pues si esto sucede la mezcla se hidrata, se torna viscosa dificultando su bombeo, y es posible dependiendo de la cantidad de agua encontrada que hasta la tubería pueda obstruirse.

PRUEBA DEL EQUIPO DE COMPLETACIÓN Introducción En este tema se enfocarán las diferentes pruebas (test), que habitualmente se realizan a equipos y accesorios que integran la sarta de completación y que son utilizados en el control de presiones. Específicamente, se analizarán los detalles de pruebas de presión para empacaduras, lubricadores y árboles de navidad (xmas-tree)


Lecciones

Página

1. Pruebas de Presión y de Funcionalidad.

218

2. Instalación de Anillos, Bridas y Conexiones.

222

230


PRUEBAS DE PRESIÓN Y DE FUNCIONALIDAD Introducción Esta lección se dedicará, como ya se mencionó anteriormente; a las pruebas de presión que normalmente se realizan a los equipos y accesorios de la sarta de completación, relacionados con el control de presión; tales como: empacaduras, lubricadores y árbol de navidad. Por otra parte, se definirá lo que debe entenderse por una prueba de funcionalidad.

Pruebas a las Empacaduras Como se ha establecido en lecciones anteriores de este manual; las empacaduras de producción constituyen un elemento de real relevancia dentro de la sarta de completación. En muchas ocasiones las pruebas de presión realizadas a estas piezas, se limitan solo a determinar presiones diferenciales, cuando se aplican esfuerzos de tensión y compresión por arriba y por debajo de la empacadura. Este procedimiento no es suficiente para una completa evaluación de la eventual fatiga de la empacadura; por lo tanto para tener una evaluación más completa de la funcionalidad y esfuerzo de fatiga de dicho elemento, se deben incluir pruebas para determinar las cargas axiales a las cuales estarían sometidas estas piezas ó elementos (empacaduras).

231


Cabe destacar; que el conocimiento de la interacción de cargas combinadas, podría poner en evidencia más fácilmente la ocurrencia de posibles fallas durante la ejecución de un trabajo determinado. En resumen las pruebas más completas realizadas a las empacaduras, se realizan siguiendo lo estipulado en la norma ISO 14310 donde se definen las condiciones de presión aplicadas por varios ciclos utilizando fluidos como agua, gas, aceite, etc; de acuerdo a lo mostrado en el cuadro siguiente. Tensión aplicada con presión

Tensión aplicada con presión

encima de la empacadura

por debajo de la empacadura

aplicada con presión encima de la empacadura

Compresión

Compresión

aplicada con presión por debajo de la empacadura

CONDICIONES DE CARGA SOBRE LA EMPACADURA

Prueba del Lubricador 

En el taller: Es frecuente que algunas compañías contratistas requieran que el

lubricador sea probado periódicamente en los talleres antes de ser utilizado en el campo. Esta prueba generalmente se realiza utilizando una presión de alrededor de 50% por encima de la presión de trabajo especificada por el fabricante. El fluido utilizado es agua, el cual se presuriza utilizando una bomba de mano. Se realiza primero una prueba de baja presión y luego una prueba de alta presión. Posteriormente se elabora un reporte con los resultados obtenidos. 

En el campo: Independientemente de los resultados obtenidos en la última

prueba en taller; el lubricador debe ser probado en el campo, antes de iniciar alguna intervención con cable en el pozo. Antes de iniciar la prueba se debe tomar la precaución de instalar tubos de flujo y gomas de empaquetamientos nuevas; además de llenar todos los receptáculos con grasa ó aceite pesado. A continuación se describe el procedimiento normalmente utilizado para probar el lubricador en el campo: 

Verificar que todas las válvulas del pozo estén cerradas.



Registrar y anotar la presión en la tubería.



Instalar en el arbolito de navidad, el conjunto de preventores para operaciones con cable con su respectivo adaptador.

232




Llevar ó aumentar la presión debajo del conjunto preventor a un nivel igual a la presión de trabajo del lubricador; tomando la precaución de no exceder el nivel de presión de trabajo inferior. Mantenga la presión por 15 minutos y verifique por fugas. Si no hay filtración, purgue la presión.



Instalar encima del conjunto de preventores, la caja del prensaestopas y el lubricador; proceda a llenarla con fluido el fluido de prueba y finalmente purgue el aire. Pruebe el sistema a presión de trabajo tal como se describió en el punto anterior. Si la prueba resulta positiva; es decir, no hubo fugas entonces proceda a purgar la presión.



Proceder con las operaciones con cable planificadas.

Ilustración En la grafica se muestran bombas hidráulicas manuales utilizadas para probar el lubricador.

233


Prueba del Árbol de Navidad (xmas-tree) Tomando en consideración que el cabezal de producción ó árbol de navidad, se diseña entre otros parámetros de acuerdo del tipo de fluido que se va ha producir en el pozo; entonces el tipo de prueba de presión debe ser diseñado considerando esta variable. En general si se utilizan válvulas laterales ó maestras con diferentes presiones de trabajo; el arbolito debe ser probado teniendo en cuenta la menor presión especificada. Normalmente la prueba se ejecuta en varios periodos de tiempo aplicando presión sostenida durante 15 minutos ó de acuerdo a la política de la Empresa Operadora y/o según las regulaciones gubernamentales. Es importante destacar que tanto el cuerpo del arbolito, así como todas las entradas y salidas; además de los elementos sellantes, deben ser probados rigurosamente. En cuanto a las válvulas bidireccionales; ambos lados de las mismas requieren ser probados antes de poner en servicio el arbolito de navidad. Las pruebas de las válvulas unidireccionales, debe hacerse aplicando presión en la dirección indicada en el cuerpo del equipo; a diferencia de las válvulas de retención cuya prueba debe hacerse en el lado de aguas abajo, manteniendo el lado opuesto a la atmósfera. Por último es importante señalar, que todas estas pruebas deben hacerse en concordancia con lo estipulado con la norma API RP53 y API 6A.

Prueba de Funcionalidad (Function Test) Este tipo de prueba, consiste en manipular un determinado equipo ó componente de equipo para comprobar ó verificar su estado de funcionamiento. Normalmente estas verificaciones no incluyen la aplicación de presión.

Clasificación de Equipos por debajo de su Presión de Trabajo Original (Derating) Existen situaciones que se pueden presentar durante las diferentes fases de control y reparación de pozos, en las que por alguna razón los equipos de control (BOP s) pueden fallar al ser probados a su Máxima Presión de Trabajo (MWP); y en estos casos los equipos deben ser clasificados con un rango menor a la presión de trabajo especificada por el fabricante, y en el peor de los casos el equipo debe ser sacado de servicio inmediatamente; dependiendo de la magnitud de la falla. Es conveniente señalar que existe un cierto número de factores que pueden incidir en las razones que se tengan para reducir (Derating), la máxima presión de trabajo de un equipo. Entre estos factores ó razones; se pueden mencionar: defectos de diseño, efectos de las altas temperaturas sobre los elementos sellantes, presencia de gases ácidos (CO2, H2S) etc.

234


Ilustración En la figura que se muestra a continuación; corresponde a un defecto de diseño detectado en un preventor de ariete cizallante; que condujo a reducir la máxima presión de trabajo de 10000psi @ 7500psi hasta que el equipo rediseñado y corregido fue instalado nuevamente en el conjunto BOP s.

INSTALACIÓN DE ANILLOS, BRIDAS Y CONEXIONES Introducción En esta lección se mostrarán algunas recomendaciones y consejos prácticos para lograr un máximo de seguridad, durante el ensamblaje e instalación de anillos, bridas y conexiones en general que se realizan durante las operaciones de reparación y/o rehabilitación de pozos “workovers”.

Instalación de Anillos (ring - gaskets) Para asegurar un máximo de seguridad y funcionalidad entre los diferentes tipos de conexiones que se realicen durante el ensamblaje y prueba, del conjunto de preventores; todos los elementos utilizados para tal fin, deben cumplir estrictamente con las especificaciones API correspondientes.

235


En concordancia con lo expresado anteriormente; tenemos por ejemplo que anillos API tipo “R” no se recomienda utilizarlos en equipos y accesorios de control de pozo , puesto a que los mismos no son del tipo autoenergizantes. En consecuencia los anillos tipo “RX” y “BX” si pueden ser utilizados en bridas y múltipl es de equipos de control de pozos; de acuerdo a las siguientes premisas: -

Anillos “RX” deben ser usados en bridas tipo API 6B y múltiples API 16B.

-

Anillos “BX” deben ser usados en bridas tipo API 6BX y múltiples API 16BX.

Por otra parte, el material de fabricación, el tipo de recubrimiento, así como la identificación y marcaje, utilizado para los anillos; deben cumplir con lo estipulado en la especificaciones API 6A y API 16A.

Ilustración En la grafica siguiente, se muestran dos tipos de anillos API comúnmente utilizados.

Bridas (flanges) Al momento de ensamblar equipos y accesorios utilizados para el control del pozo; las bridas juegan un papel importantísimo al momento de hacer las respectivas conexiones para poner los equipos en servicio. Todo lo concerniente a tamaños, diámetros y otras dimensiones; así como material de fabricación, ambiente de operación del equipo (brida), deben ser definidos y fabricados según las especificaciones de las normas API 6A y API 16A. Cabe señalar que estas bridas se fabrican en una amplia gama de diámetros que van desde 1 5/8" hasta 30"; con presiones de servicio que varían entre 2000 y 30000 psi.

Ilustración En la grafica siguiente se muestran diferentes tipos de bridas utilizadas en la industria petrolera.

236


Conexiones Uno de los aspectos principales que se debe tener en consideración cuando se realizan conexiones de equipos y accesorios relacionados con el control de pozos; es no forzar ni aplicar demasiada fuera para lograr el alineamiento de las partes a conectar, ya que esta práctica provoca fallas en las conexiones una vez puestas en servicio. En lo referente a los tornillos y tuercas utilizadas en las conexiones se debe verificar que sean del tamaño y del grado de acero requerido para efectuar el trabajo. En cuanto al torque de apriete, éste debe aplicarse en forma entrecruzada (criss-cross), a fin de lograr un balance adecuado de la conexión, y las magnitudes aplicadas deben estar en concordancia con lo estipulado en la especificación API 6A. Otra recomendación muy importante es no utilizar anillos recubiertos con caucho ó politetrafluoroetileno (PTFE), debido a los efectos de deformación que sufren estos tipos de materiales cuando se les aplica presión. Finalmente debemos mantener siempre presente no reutilizar anillos ya usados.

237


APÉNDICE A Especificaciones de Válvulas VIR'S (BOP'S) Impiderreventones de Arietes Tipo Hydril Modelo o Tipo

Tamaño del conjunto de BOP (pulg)

Presión Max. de Trabajo (lppc)

Diámetro Interno en (pulg)

Operaciones Hidráulicas

Volumen para Cerrar (gal)

Volumen para Abrir (gal)

V

6

3.000

7 1/16

600/3.000

1,5

1,3

5.000

1

7 /16

950/3.000

1,5

1,3

10.000

1

7 /16

1.350/3.000

1,9

1,8

1

V

6

X

1

7 /16

X

1

7 /16

15.000

7 /16

2.200/3.000

3,7

3,4

V

10

3.000

11

500/3.000

3,8

3,2

V

10

5.000

11

750/3.000

3,8

3,2

X

11

10.000

11

1.050/3.000

12,9

11,8

V

5

3.000

5

400/3.000

12,0

11,2

5

1.050/3.000

5,4

4,9

5

13 /8 5

V

13 /8

13 /8

5.000

5

13 /8

X

13 /8

10.000

13 /8

1.050/3.000

12,6

11,4

X

16 ¾

10.000

16 ¾

1.050/3.000

15,6

14,1

X

18 ¾

10.000

18 ¾

1.050/3.000

17,1

15,6

V

20

2.000

21 ¼

500/3.000

8,1

7,2

V

20

2.000

21 ¼

1.050/3.000

18,0

16,3

V

20

3.000

20 ¾

500/3.000

8,1

7,2

V

20

3.000

20 ¾

1.050/3.000

18,0

16,3

Impiderreventones Anulares Tipo GK Hydril Tamaño del Conjunto de BOP (pulg)



Control Hidráulico Max. (lppc)



6

3.000

7 1/16

1.500

2,85

2,24

5.000

1

7 /16

1.500

3,86

3,30

7 /16

10.000

1

1.500

9,42

7,08

8

3.000

1.500

4,33

3,41

8

5.000

1.500

6,84

5,80

9

10.000

9

1.500

15,90

12,00

10

3.000

11

1.500

7,43

5,54

10

5.000

11

1.500

9,81

8,00

11

10.000

11

1.500

25,10

19,00

3.000

5

1.500

11,36

8,94

5

1.500

18,00

14,00

5

6 1

12 5

13 /8

5.000

7 /16

13 /8 13 /8

5

13 /8

10.000

13 /8

1.500

37,18

26,50

16

3.000

16 ¾

1.500

21,02

15,80

16 ¾

5.000

16 ¾

1.500

28,70

20,00

238


Especificaciones VIR'S (BOP'S) (Viene…) Impiderreventones Anulares Tipo GL Hydril Tamaño del Conjunto de BOP (pulg)






13 5/8

5.000

13 5/8

1.500

19,70

19,70

16 ¾

5.000

16 ¾

1.500

33,80

33,80

18 ¾

5.000

18 ¾

1.500

44,00

44,00

Impiderreventones Anulares Tipo MSP Hydril Tamaño del Conjunto de BOP (pulg)






6

2.000

7 1/16

1.500

2,85

1,98

8

2.000

9

1.500

4,57

2,95

10

2.000

11

1.500

7,43

5,23

20

2.000

20 ¾

1.500

31,05

18,93

20

2.000

21 ¼

1.500

31,05

18,93

29 ½

500

29 ½

1.500

60,00

0

Tipo Shaffer NL. Presión del BOP y especificaciones del fluido Impiderreventones Esféricos Tipo Shaffer Tamaño del BOP (pulg)






4 1/16

10.000

4 1/16

1.500

2,38

1,94

3.000

1

7 /16

1.500

4,57

3,21

5.000

1

7 /16

1.500

4,57

3,21

1

1

7 /16 1

7 /16 1

7 /16

10.000

7 /16

1.500

17,11

13,95

9

3.000

9

1.500

7,23

5,03

9

5.000

9

1.500

11,05

8,72

11

3.000

11

1.500

11,00

6,78

11

10.000

11

1.500

30,58

24,67

3.000

5

1.500

23,50

14,67

5

1.500

23,58

17,41

5

5

13 /8 5

13 /8 5

5.000

13 /8 13 /8

13 /8

10.000

13 /8

1.500

40,16

32,64

16 ¾

5.000

16 ¾

1.500

33,26

25,61

18 ¾

5.000

18 ¾

1.500

48,16

37,61

18 ¾

10.000

18 ¾

1.500

85,00

66,00

20 ¾

2.000

20 ¾

1.500

32,59

16,92

21 ¼

3.000

21 ¼

1.500

43,40

26,90

21 ¼

5.000

21 ¼

1.500

61,37

47,76

30

1.000

30

1.500

122,00

55,00

239


Especificaciones VIR'S (BOP'S) (Viene…) Impiderreventones Arietes Tipo Shaffer SL Tamaño del BOP (pulg)

Tamaño del Pistón (pulg)

7 1/16 7 1/16

10 14

11 11

|4 14

5

10 10 14

13 /8 13 5/8 13 5/8 5

13 /8 13 5/8

14 14

16 ¾ 16 ¾ 16 ¾

10 14 14

18 ¾ 18 ¾

14 14

21 ¼

14

Pistón de Cierre Manual

Pistón de Cierre Presión Max. de Positivo trabajo (lppc)



10 & 15K 10 & 15K

2,72 6,00

2,34 5,57

10.000 15.000

9,45 9,4

7,00 8,10

3.000 5.000 5.000

5,44 5,44 11,00

4,46 4,46 10,52

10.000 15.000

10,58 11,56

10,52 10,52

5.000 5.000 10.000

6,07 11,76 14,47

4,97 10,67 12,50

14,55 14,62

13,21 13,33

16,05

13,86

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

■

5 & 10K 15.000

■

■

5 & 10K

Impiderreventones Arietes Tipo Shaffer LWP Tamaño del BOP (pulg)



7 1/16

5

9

5

Pistón de Cierre Positivo

Presión Max. de trabajo (lppc)



■

3.000

0,55

0,51

■

3.000

0,77

0,68

Impiderreventones Arietes Sentinel Tipo Shaffer LWP Tamaño del BOP (pulg)



7 1/16

5

■

Pistón de Cierre Positivo

240

Presión Max. de trabajo (lppc)



3.000

0,29

0,28


Especificaciones VIR'S (BOP'S) (Viene…) Tipo Shaffer Modelo LWS Tamaño del BOP (pulg)






4 1/16

6

■

5.000

0,59

0,52

4 1/16

6

■

10.000

0,59

0,52

7 1/16

6½

■

5.000

1,45

1,18

7 1/16

14

■

10.000

5,18

5,25

9

8½

■

5.000

2,58

2,27

11

6½

■

3.000

1,74

1,45

11

8½

■

5.000

2,98

2,62

20 ¾

8½

■

3.000

5,07

4,46

20 ¾

10

■

■

3.000

7,80

6,86

20 ¾

14

■

■

3.000

14,50

13,59

21 ¼

8½

■

2.000

5,07

4,46

21 ¼

10

■

■

2.000

7,80

6,86

21 ¼

14

■

■

2.000

14,50

13,59

Tipo Shaffer B y E Tamaño del BOP (pulg)






7 1/16

3.000

2,75

2,30

7 1/16

5.000

2,75

2,30

9

3.000

2,75

2,30

9

5.000

2,75

2,30

11

3.000

3,25

2,70

11

5.000

3,25

2,70

13 5/8

3.000

3,55

2,90

13 5/8

5.000

3,55

2,90

15 ½

3.000

2,75

2,30

16 ¾

5.000

2,75

2,30

241


Tipo de arietes “Cameron”. Presión del BOP y especificaciones del fluido “Cameron” Modelo D Esférico Tamaño del BOP (pulg)






7 1/16

5.000

7 1/16

3.000

1,69

1,39

7 1/16

10.000

7 1/16

3.000

2,94

2,55

7 1/16

15.000

7 1/16

3.000

6,94

6,12

1

7 /16

20.000

1

7 /16

3.000

8,38

7,56

10

5.000

11

3.000

5,65

4,69

11

10.000

11

3.000

10,15

9,06

5.000

5

3.000

12,12

10,34

5

5

13 /8 5

13 /8

13 /8

10.000

13 /8

3.000

18,10

16,15

16 ¾

5.000

16 ¾

3.000

22,30

19,00

18 ¾

10.000

18 ¾

3.000

51,00

45,10

Impiderreventones de Ariete Cameron Modelo o Tipo

Operador Tipo F con Tipo H

Tamaño del BOP (pulg)

Presión de Trabajo Max. (lppc)

Diámetro Interno (pulg)

Volumen para Cerrar (pulg)


6

3.000

7 1/16

0,52

1,05

6

5.000

1

7 /16

0,52

1,05

7

10.000

7 1/16

0,52

1,05

7

15.000

7 1/16

0,52

1,05

8

3.000

9

0,90

1,80

8

5.000

9

0,90

1,80

10

3.000

11

0,90

1,80

10

5.000

11

0,90

1,80

11

10.000

11

0,90

1,80

12

3.000

13 5/8

1,52

2,70

5

14

5.000

13 /8

1,52

2,70

16

2.000

16 ¾

1,73

3,08

16

3.000

16 ¾

1,73

3,08

20

2.000

20 ¼

1,73

3,08

20

3.000

20 ¼

1,73

3,08

242


Tipo de arietes “Cameron”. Presión del BOP y especificaciones del fluido (Viene…) Impiderreventones de Ariete Tipo Cameron Modelo o Tipo


Presión de trabajo Max. (lppc)




U U Ariete de Corte tipo U U U U U Ariete de Corte tipo U U Ariete de Corte tipo U U U U Ariete de Corte tipo U U Ariete de Corte tipo U U U U Ariete de Corte tipo U U U U Ariete de Corte tipo U U Ariete de Corte tipo U U Ariete de Corte tipo U U U Ariete ciego tipo U Ariete con Cortes

7 1/16 7 1/16

3.000 3.000

7 1/16 7 1/16

1,22 1,22

1,17 1,17

7 1/16

5.000

7 1/16

1,54

1,48

7 1/16 7 1/16 10 10

10.000 15.000 3.000 3.000

7 1/16 7 1/16 11 11

1,22 1,22 3,31 3,31

1,17 1,17 3,16 3,16

10

5.000

11

4,23

4,03

11

10.000

11

3,31

3,16

11

10.000

11

4,23

4,03

11 13 5/8 13 5/8

15.000 3.000 5.000

11 13 5/8 13 5/8

5,54 5,54 5,54

5,42 5,20 5,20

13 5/8

5.000

13 5/8

6,78

6,36

13 5/8

10.000

13 5/8

5,54

5,20

13 5/8

10.000

13 5/8

6,78

6,36

13 5/8 16 ¾ 16 ¾

15.000 3.000 5.000

13 5/8 16 ¾ 16 ¾

11,70 10,16 10,16

11,28 9,45 9,45

16 ¾

5.000

16 ¾

12,03

11,19

16 ¾ 18 ¾ 20 ¾

10.000 10.000 3.000

16 ¾ 18 ¾ 20 ¾

12,03 24,88 8,11

11,19 22,99 7,61

20 ¾

3.000

20 ¾

9,35

8,77

21 ¼

3.000

21 ¼

8,11

7,61

21 ¼

2.000

21 ¼

9,35

8,77

21 ¼

10.000

21 ¼

26,54

24,14

21 ¼

10.000

21 ¼

30,15

27,42

26 26 13 5/8 13 5/8 16 ¾ 16 ¾ 20

2.000 3.000 5.000 10.000 3.000 5.000 3.000

26 ¾ 26 ¾ 13 5/8 13 5/8 16 ¾ 16 ¾ 20

10,50 10,50 11,60 11,60 10,80 10,80 16,80

9,84 9,84 10,90 10,90 11,70 11,70 15,70

243


Continúa…

244


Tipo de arietes “Cameron”. Presión del BOP y especificaciones del fluido (Viene…) Impiderreventones de Ariete Tipo Cameron (Viene…) Modelo o Tipo






6

3.000

7 1/16

2,30

3,05

5.000

1

7 /16

2,30

3,05

7

10.000

1

7 /16

2,30

3,05

7

15.000

7 1/16

2,30

3,05

8

3.000

9

3,70

4,60

8

5.000

9

3,70

4,60

10

3.000

11

3,70

4,60

10

5.000

11

3,70

4,60

11

10.000

11

3,70

4,60

12

3.000

13 5/8

6,80

8,10

6

Operador Tipo F con Tipo W

Operador Tipo F con Tipo L

5

14

5.000

13 /8

6,80

8,10

16

2.000

16 ¾

7,60

9,10

16

3.000

16 ¾

7,60

9,10

20

2.000

20 ¼

7,60

9,10

20

3.000

20 ¼

7,60

9,10

6

3.000

7 1/16

3,97

3,46

6

5.000

7 1/16

3,97

3,46

7

10.000

1

7 /16

3,97

3,46

7

15.000

7 1/16

3,97

3,46

8

3.000

9

6,85

6,19

8

5.000

9

6,85

6,19

10

3.000

11

6,85

6,19

10

5.000

11

6,85

6,19

11

10.000

11

6,85

6,19

12

3.000

13 5/8

10,30

9,38

14

5.000

13 5/8

10,30

9,38

16

2.000

16 ¾

11,71

10,66

16

3.000

16 ¾

11,71

10,66

20

2.000

20 ¼

11,71

10,66

20

3.000

20 ¼

11,71

10,66

Continúa…

245


Tipo de arietes “Cameron”. Presión del BOP y especificaciones del fluido (Viene…) Impiderreventones de Ariete Tipo Cameron (Viene…) Modelo o Tipo

QRC






6

3.000

7 1/16

0,81

0,95

6

5.000

1

7 /16

0,81

0,95

8

3.000

9

2,36

2,70

8

5.000

9

2,36

2,70

10

3.000

11

2,77

3,18

10

5.000

11

2,77

3,18

12

3.000

13 5/8

4,42

5,10

16

2.000

16 ¾

6,00

7,05

18

2.000

17 ¾

6,00

7,05

20

2.000

17 ¾

6,00

7,05

3.000

1

7 /16

0,80

0,70

6

5.000

1

7 /16

0,80

0,70

8

3.000

9

1,50

1,30

8

5.000

9

1,50

1,30

10

3.000

11

1,50

1,30

10

5.000

11

1,50

1,30

3.000

5

2,90

2,50

5

6

SS

12

Operador Tipo F con Tipo W2

13 /8

14

5.000

13 /8

2,90

2,50

16 ¾

5.000

16 ¾

10,16

9,45

16 ¾

5.000

16 ¾

12,03

11,19

16 ¾

10.000

16 ¾

12,03

11,19

18 ¾

10.000

18 ¾

24,88

22,99

20 ¾

3.000

20 ¾

8,11

7,61

20 ¾

3.000

20 ¾

9,35

8,77

21 ¼

3.000

21 ¼

8,11

7,61

21 ¼

2.000

21 ¼

9,35

8,77

21 ¼

10.000

21 ¼

26,54

24,14

21 ¼

10.000

21 ¼

30,15

27,42

26

2.000

26 ¾

10,50

9,84

26

3.000

26 ¾

10,50

9,84

13 5/8

5.000

13 5/8

11,60

10,90

5

5

13 /8

10.000

13 /8

11,60

10,90

16 ¾

3.000

16 ¾

10,80

11,70

246


247


APÉNDICE B Formulas y variables Formulario de Control de Pozos 1.- Gradiente de lodo: GL = 0,052ρ

(lppc/pie)

2.- Presión Hidrostática: Ph = 0,052 x ρ x Pvv (prof. vertical)

(lppc)

Ph = GL x h (prof. vertical)

(lppc)

3.- Capacidad volumétrica del hoyo: dh2 CVh  1.029,4

(bls/pie)

4.- Capacidad volumétrica anular: DM2  Dm2 CVa  1.029,4

(bls/pie)

5.- Capacidad volumétrica de una tubería: di2 CVtp  1.029,4

(bls/pie)

6.- Desplazamiento de una tubería: de2  di2 Dt  1.029,4

(bls/pie)

7.- Volumen del hoyo: Vh = CVh x Lh

(bls)

Continúa…

248


Formulas y variables (Viene…) Formulario de Control de Pozos (Viene…) 8.- Volumen anular: Van = CVa x La

(bls)

9.- Volumen de la tubería: Vtp = CVtp x Lt

(bls)

10.- Desplazamiento bomba triple: DBT = 0,0102Lc x dc 2 x Ef

(gal/emb)

DBT = 0,000243Lc x d 2 x Ef

(bls/emb)

11.- Desplazamiento bomba doble: DBD = 0,00679Lc (2dc 2 - dv2) Ef

(gal/emb)

DBD = 0,0001617Lc (2dc 2 - dv2) Ef

(bls/emb)

12.- Emboladas superficie-mecha: ESM

VSM DB

(Emboladas)

13.- Emboladas mecha-superficie: EMS 

VMS

(Emboladas)

DB

14.- Emboladas totales: ET = ESM + EMS 15.- Tiempo: t

Emboladas Epm

(min) Continúa…

249


Formulas y variables (Viene…) Formulario de Control de Pozos (Viene…) 16.- Densidad del lodo de control: ρLC  ρ 

PCTP 0,052 x prof.vertical

(lbs/gal)

17.- Densidad equivalente de fractura: ρe

ρ

límite PIP 0,052 hz

(lbs/gal)

18.- Presión nueva de la bomba (Diferentes caudales): 2

2

 Epm2   Q    Pb1  2  Pb2  Pb1   Epm1   Q1 

(lppc)

19.- Presión nueva de la bomba (Diferentes densidades):  ρ  Pb2  Pb1  2   ρ1 

(lppc)

20.- Presión inicial de circulación: PIC = PRC + PCTP

(lppc)

21.- Presión final de circulación  ρLC    ρ 

PFC PCR

(lppc)

22.- Máxima presión anular permitida en superficie: MPAPS = 0,052 (ρ em – ρ)hz 23.- Altura de fluido de la arremetida hFI 

V si hFI  Lb CVH-b

(pies)

ó

hFI  Lb 

V - Vh-b CVh-tp

si hFI  Lb

(pies) Continúa…

250


Formulas y variables (Viene…) Formulario de Control de Pozos (Viene…) 24.- Gradiente del fluido de la arremetida: Gf  0,052 ρ 

PCR PCTP hFIi

(lppc/pie)

25.- Presión de la formación: Pf = PCTP + P hsp 26.- Ley de los gases de charles: P1 x V1 = P2 x V2 27.- Máxima presión en el punto h i: a.- Método del perforador: 1/2

2 A  A  P x CLO x Z x T x hFI  P      f  2  2  Zf x Tf 

(lppc)

A = Pf – (h –hi)GLO – Phg Donde: hi: distancia entre la superficie y el punto de interés b.- Método del ingeniero: 1/2

2 A1  A1  P x GLC x Z x T x hFI      f P  2  2  Zf x Tf 

(lppc)

A1 = Pf – (h –x)GLO – Phg + hlodo (GLC – GLO) hlodo 

Vtp  Vb CVh -tp Continúa…

251


Formulas y variables (Viene…) Formulario de Control de Pozos (Viene…) 28.- Volumen total requerido de los acumuladores: VT 

VR

(gal)

 P3 P3      P2 P1 

29.- Capacidad del tanque de lodo: CVt 

Longitud(pies)x Ancho(pies) 67,3

(bls/pulg)

CVt 

Longitud(pies)x Ancho(pies) 5,61

(bls/pulg)

30.- Ganancia del tanque debido a la píldora:

 ρ  ρ  Vp  Vp  p  ρ  

(bls)

31.- Distancia que cae de la píldora: Dcp 

Vp CVtp



Vp

ρp

ρ / ρ

(pies)

CVtp

32.- Velocidad anular: Va 

Q DB x Epm  CVa CVa

(pies/min)

33.- Barita requerida:  ρ - ρ  Wb  1500  f i   35 - ρf 

(lbs/bls)

Continúa…

252


Formulas y variables (Viene…) Formulario de Control de Pozos (Viene…) 34.- Mezcla de lodos de densidades diferentes:  ρ - ρ  V2   2 f  x VF  ρ2 - ρ1 

(bls)

35.- Pérdida de presión hidrostática por pie de tubería seca durante viajes (sacadas): GL x Dt Ph  pie CVt  CVa 

(lppc/pie)

36.- Pérdida depresión hidrostática por barril en el anular superior: Ph GL  bls CVas

(lppc/bls)

37.- Factor de flotación: Ff 

65,5 - ρ 65,5

(Adim)

253


APÉNDICE C Especificaciones, Capacidades y desplazamientos de Tubing API Tablas Tabla 1. Especificaciones, Capacidades y Desplazamientos Tubing API

Tabla 1. (Cont.)

254


Tabla 1 (Cont).

Tabla 1 (cont).

Tabla 1 (Cont).

255


Tabla 2. Especificaciones de Roscas para Tubing API

256


Tabla 3. Capacidad y Desplazamiento Tubería de Revestimiento

257


Tabla 4. Descarga de Bombas Triplex (100% Eficiencia)

258


Tabla 4. (Cont).

259


APÉNDICE D Simbología Significado CVa: Capacidad volumétrica del anular, bls/pie. Cvas: Capacidad volumétrica del anular superior, bls/pie. CVb: Capacidad volumétrica de las barras, bls/pie. CVH: Velocidad volumétrica del hoyo, bls/pie. CVH-b: Capacidad volumétrica del anular hoyo-barras, bls/pie. CvH-tp: Capacidad volumétrica del anular del hoyo-tuberías, bls/pie. CVR-TP: Capacidad volumétrica del anular del revestidor-tubería, bls/pie. CVt: Capacidad volumétrica del tanque, bls/pie. CVtp: Capacidad volumétrica de la tubería de perforación, bls/pie. de: Diámetro externo de una tubería, pulg. dh: Diámetro del hoyo, pulg. di : Diámetro interno de una tubería. DB: Desplazamiento de una bomba, gal/emb o bls/emb. DBD: Desplazamiento de una bomba doble, gal/emb o bls/emb. DBT: Desplazamiento de una bomba triple, gal/emb o bls/emb. Dcp: Distancia que cae la píldora, pies. DEC: Densidad equivalente de circulación, lbs/gal. DM: Diámetro mayor en el anular, pulg. Dm: Diámetro menor en un anular, pulg. Continúa…

260


Simbología (Viene…) Significado (Viene…) Dt: Desplazamiento de una tubería, bls/pie. Ef : Eficiencia volumétrica de la bomba, adim. EGZ: Emboladas de la bomba necesarias desde el fondo hasta la zapata, adim. EH: Esfuerzo horizontal total, lppc. EMS: Emboladas mecha-superficie, adim. ESM: Embolada superficie-mecha, adim. ET: Emboladas totales, adim. FE: Factor de emboladas de la bomba para 100% de eficiencia, adim. FER: Factor de emboladas real, adim. Fd: Factor derrumbe, adim. Ff : Factor de flotación, adim. FHR1: Fluido hidráulico requerido para incrementar la presión 1000 hasta 1200 lppc. FHR2: Fluido hidráulico requerido para incrementar la presión desde 1000 hasta 3000 lppc. Gf : Gradiente de la formación, lppc/pie. Gfi: Gradiente del influjo, lppc/pie. Gfn: Gradiente normal de la formación, lppc/pie. Gg: Gradiente del gas, lppc/pie. GL: Gradiente del lodo, lppc/pie. GLC: Gradiente del lodo original, lppc/pie. GSC: Gradiente de sobrecarga, lppc/pie. Continúa…

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Simbología (Viene…) Significado (Viene…) Gt: Gradiente de temperatura, lppc/pie. GW: Gradiente del agua, lppc/pie. h: Profundidad vertical del pozo, pies. hF: Altura del influjo con el ensamblaje adentro, pies. hF1: Altura del influjo en el fondo del pozo, pies. hg: Altura del gas en cualquier punto, pies. hgf : Altura del gas en el fondo del pozo, pies. hm: Profundidad de la mecha, pies. hz: Profundidad de la zapata del revestidor, pies. H: Altura del lodo original en el anular para desplazar el lodo pesado, pies. La: Longitud del anular, pies. Lb : Longitud de las barras, pies. Lh: Longitud del hoyo, pies. Lt: Longitud de la tubería, pies. MPAPS: Máxima presión anular permitida en superficie, lppc. Q: Tasa de circulación de la bomba, gal/min. P1: Presión máxima de acumulador completamente cargado, (3000 lppc). P2: Presión mínima de operación del acumulador, (1200 lppc). P3: Presión de precarga de nitrógeno, (1000 lppc). Pb1: Presión de la bomba al caudal 1, lppc. Pb2: Presión de la bomba al caudal 2, lppc.

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Continúa…

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Simbología (Viene…) Significado (Viene…) PCR: Presión de cierre en el revestidor, lppc. PCTP: Presión de cierre en la tubería de perforación, lppc. PEST 1...n: Presiones en el estrangulador porra los ciclos 1, ...n, lppc. Pf : presión de la formación, lppc. Pfmax: Presión de la formación máxima permitida, lppc. Pfrac: Presión de factura, lppc. PFC: Presión final de circulación, lppc. Ph: Presión hidrostática del lodo, lppc. Pha: Presión hidrostática del lodo en el anular, lppc. Phf : Presión hidrostática del influjo, lppc. Phg: Presión hidrostática del gas, lppc. Phsp: Presión hidrostática en la sarta de perforación, lppc. PIC: Presión inicial de circulación, lppc. PIP: Presión en el limite de una prueba de integridad de presión, lppc. PRC: Presión reducida de circulación, lppc. Prsup: Presión del revestidor en superficie, lppc. Ps: Margen de seguridad de presión, lppc. Psca.: Presión de sobrecarga, lppc. Pvv : Profundidad vertical verdadera, pies. t: Tiempo, hrs. T: Temperatura de la formación en cualquier punto, ºF, ºR.

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Continúa…

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Simbología (Viene…) Significado (Viene…) Ta1: Tolerancia de una arremetida para cero ganancia, lbs/gal. Ta2: tolerancia de una arremetida con un influjo en el hoyo, lbs/gal. Tf : temperatura en el fondo del pozo, ºF, ºR. V2: volumen de fluido necesario de densidad ρ 2, bls. Va: velocidad del influjo en anular, pies/min. Van: volumen de fluido en el anular, bls. Vb: volumen de fluido dentro de las barras, bls. Vf : volumen final, bls. Vg: volumen de gas en cualquier punto, bls. Vgf : volumen de gas en el fondo del pozo, bls. VH-b: volumen anular hoyo-barras, bls. Vh-tp: volumen anular hoyo-tubería, bls. VH-Z: volumen anular hoyo abierto, bls. VMS: volumen fluido en el espacio anular hoyo-superficie, bls. Vmig: velocidad de migración del gas, pies/hr. Vp: volumen de la píldora. VR: volumen de fluido requerido de los acumuladores con un factor de seguridad, gal. VR-tp : volumen anular revestidor- tuberías, bls. VSM: volumen de fluido dentro de la Sarta, bls . VT: volumen total requerido de los acumuladores (fluido y nitrógeno), gal. Vtp: volumen de fluido dentro de la tubería, bls.

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Continúa…

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Simbología (Viene…) Significado (Viene…) Wb: peso de barita requerido, lbs/bls de lodo. Ws: peso estimado requerido para introducir la tubería en el pozo bajo presión, lbs. Z: factor de compresibilidad del gas en cualquier punto, adim. Zf : factor de compresibilidad del gas en el fondo del pozo, adim. ∆P: diferencial de presión, lppc. ∆Pa: perdida de presión por fricción en el anular, lppc. ∆Pc: diferencial de presión entre la inicial y la final de circulación, lppc. ∆Pcpso: caída de presión por paso de circulación, lppc. ∆Pf : perdidas fricciónales de presión en el sistema de circulación, lppc. ∆Ph: incremento de presión hidrostática. ∆Pr: incremento de presión en el revestidor, lppc. ∆V: volumen de influjo o ganancia, bls. ∆Vρ: ganancia en el tanque por efecto de la píldora, bls. ∆ρ: aumento de la densidad del lodo, bls/gal. ∆ρ1: aumento de la densidad de lodo necesario para balancear la presión de cierre en la tubería de perforación, lbs/gal. ∆ρ2: aumento de la densidad para compensar la pérdida de presión hidrostática por el desplazamiento del lodo pesado cuando se baja la sarta hasta el fondo, lbs/gal. ∆ρ3: aumento de la densidad para compensar la pérdida de presión hidrostática por el aumento de la altura de la burbuja de gas. ρ: densidad original del lodo, lbs/gal. ρe: densidad equivalente de formación, bls/gal. Continúa…

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Simbología (Viene…) Significado (Viene…) ρem: densidad equivalente máxima, lbs/gal. ρlc : densidad del lodo de control, lbs/gal. ρlp : densidad del lodo de prueba, lbs/gal. ρlco:: densidad del lodo cortado, lbs/gal. μ: relación de poissons, adim. γ: gravedad específica del lodo, adim. γf : gravedad específica de los fluidos, adim. γg : gravedad específica de los sólidos, adim. σv: esfuerzo vertical neto, lppc. Ф: porosidad de la formación, adim.

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APÉNDICE E Glosario de Términos Petroleros Abandono de pozos Es la actividad realizada para cerrar oficialmente un pozo bajo condiciones de seguridad y preservación del medio ambiente.

Aceite ligero La densidad de este aceite es entre 27 y 38 grados API.

Aceite pesado Es aquel cuya densidad es menor o igual a 27 grados API.

Aceite superligero Su densidad es mayor a los 38 grados API.

Acidificación Operación o estimulación química realizada principalmente con acido clorhídrico al 15% para mejorar la permeabilidad de la formación e incrementar la producción de hidrocarburos.

Acuífero Una zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero necesitará estar formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Aditivo Una sustancia química agregada a un producto para mejorar sus propiedades.

Anticlinal Trampa geológica de tipo estructural. Configuración estructural de un paquete de rocas que se pliegan, y en la que las rocas se inclinan en dos direcciones diferentes a partir de una cresta. Este tipo de estructuras son generalmente proclives a almacenar hidrocarburos.

API Instituto Estadounidense del Petróleo. (American Petroleum Institute).

Árbol de Navidad El arreglo de tuberías y válvulas en la cabeza del pozo que controlan el flujo de hidrocarburos y preveen reventones, desde el fondo del pozo. Posee dispositivos y válvulas specials para controlar adecuadamente el flujo de fluidos.

Área probada Corresponde a una determinada zona d una cuenca geológica donde ha sido verificada y cuantificada la producción de hidrocarburos.

Área probada desarrollada Corresponde a una determinada superficie de una cuenca geológica donde se ha iniciado la explotación masiva de los yacimientos de hidrocarburos existentes.

Área probada no desarrollada

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Corresponde a una determinada área de la cuenca geológica donde se han probado y evaluados pozos como productores mas sin embargo no se ha iniciado el desarrollo de la misma.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Arenisca Roca detríctica y sedimentaria compuesta por granos de arena individuales (el más común es el cuarzo) que se cementan juntos por la acción del sílice, carbonato de calcio, óxido ferroso, etc.

Balanza de Lodo Balanza de brazos que se utiliza para determinar la densidad del lodo. Consta principalmente de una base, un brazo graduado con una copa de volumen constante, tapa, rider, knife edge y contrapeso.

Barril Una medida estándar para el petroleo crudo y sus derivados. Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.

Barriles por día En términos de producción, el número de barriles de petróleo que produce un pozo en un período de 24 horas.

Basamento Zócalo o base de una secuencia sedimentaria compuesta por rocas ígneas o metamórficas.

Bitumen Compuesto asociado al petróleo que existe en los yacimientos en una fase semisólida o sólida. También contiene compuestos que no son hidrocarburos y tiene una viscosidad mayor de 10,000 centipoises en condiciones de yacimiento

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Bomba Instrumento que aumenta la presión de un fluido. Las distintas clases de bombas son: alternativa, centrifuga, giratoria, de chorro de agua, de varilla de succión, hidráulica, de lodo, sumergible y de fondo de pozo.

Bomba Alternativa Bomba que consiste en un pistón que se mueve en sentido vertical y horizontal. Durante la embolada de succión, las válvulas de succión se abren y el fluido se vierte en el cilindro. Durante la descarga, las válvulas de succión se cierran, las de descarga se abren y el fluido sale con fuerza del cilindro.

Bomba Centrífuga Bomba provista de un rotor o propulsor, un eje y una cubierta, que descarga fluido por fuerza centrífuga.

Bomba Duplex Bomba reciproca que consta de dos pistones y dos cilindros, de uso muy difundido como bomba de lodo en equipos de perforación.

Bombeo mecánico Sistema artificial de producción en el que una bomba de fondo localizada en o cerca del fondo del pozo, se conecta a una sarta de varillas de succión para elevar los fluidos de este a la superficie.

Bombeo neumático (Gas Lift) Sistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido de un pozo mediante la inyección de gas a través de la tubería de producción, o del espacio anular de ésta, y la tubería de revestimiento.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) BOP Iniciales de Blow Out Preventor, preventor de reventones.

Cabezal de Pozo (Wellhead) Equipo de control instalado en la parte superior del pozo. Consiste de salidas, válvulas, preventores, etc.

Campo Área geográfica bien delimitada donde se lleva a cabo la perforación de pozos profundos para la explotación de yacimientos petrolíferos.

Campo de Gas Un campo o grupo de yacimientos de hidrocarburos que contienen gas natural y cantidades insignificantes de petróleo.

Campo de Gas Condenado Un yacimiento que contiene gas natural y petróleo, con una mayor proporción de gas. El condensado aparece cuando el gas es extraído del pozo, y su temperatura y presión cambian lo suficiente para que parte del mismo se convierta en petróleo líquido.

Campo de Gas Seco Un yacimiento que producirá gas seco/pobre y cantidades muy pequeñas de condensado; típicamente menos de 10 barriles por millón de pies cúbicos.

Casquete de Gas En un campo que contiene gas y petróleo, parte del gas se almacenará a menudo en la parte superior del yacimiento en un depósito único conocido como casquete de gas.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Casing Tubería de acero que se coloca en un pozo de petróleo o de gas a medida que avanza la perforación para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y para extraer hidrocarburos si el pozo resulta productivo.

Catalizador Una sustancia que ayuda o promueve una reacción química sin formar parte del producto final. Hace que la reacción tenga lugar más rápidamente o a menor temperatura, y permanece sin cambio al final de la reacción. En procesos industriales, sin embargo, el catalizador debe ser cambiado periódicamente para mantener una producción económica.

Cementación Aplicación de una lechada liquida de cemento y agua a varios puntos del exterior y el interior del casing.

Cementación Primaria Operación de perforación que tiene lugar inmediatamente después de entubar. Se utiliza como cubierta protectora alrededor del casing de manera de segregar la formación en producción e impedir la migración de fluidos indeseables.

Cementación Secundaria Cualquier operación de cementación posterior a la primaria. Incluye una tarea de retaponamiento mediante la cual se coloca un tapón de cemento en un punto determinado del pozo y se lo deja fraguar.

Cierre Efecto de cerrar las válvulas de un pozo a fin de interrumpir la producción. ¨Matar¨ o controlar un pozo en el que ha ocurrido una arremetida.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Cierre Blando Cerrar un pozo, obturando el preventor anular o el de ariete una vez que la válvula HCR haya sido abierta, cerrando finalmente el estrangulador verificando que no se sobrepase la máxima presión anular permitida en superficie.

Cierre Duro Cierre de un pozo mediante la obturación de un preventor anular o de ariete manteniendo la válvula y el estrangulador cerrados.

Condensados Hidrocarburos líquidos del gas natural que se recuperan en las instalaciones de separación en los campos productores de gas asociado y no asociado. Incluyen hidrocarburos líquidos recuperados de gasoductos, los cuales se forman por condensación durante el transporte del gas natural.

Complejo Productor Serie de campos que comparten instalaciones superficiales de uso común.

Compresor Es un equipo instalado en una línea de conducción de gas para incrementar la presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.

Condiciones estándar Son los parámetros a las que la presión y temperatura deberán ser referidas. Para el sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cuadrada para la presión y 60º Fahrenheit para la temperatura.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Conjunto de BOP Es un arregló de preventores que se utilizan para control mecánico o automatizado del pozo durante trabajos de perforación o reparación de un pozo.

Control de Pozos Eliminar las presiones e superficie registradas tanto en la tubería como n el anular cuando ocurre una arremetida y el pozo es cerrado. Existen diferentes técnicas para llevara cabo estas operaciones dependiendo si la arremetida ocurre con al mecha en el fondo o si el evento se produce con al mecha fuera el fondo.

Cuenca Es una zona geológica donde se deposita una columna sedimentaria, y que comparte en varios niveles estratigráficos una historia tectónica común.

Daño de Formación Reducción de la permeabilidad de una roca de reservorio causada por la invasión de fluidos de perforación y de tratamiento, en la sección adyacente al pozo.

Datos del pozo de referencia Información que se obtiene de los pozos que se perforan en un área cercana a la de un pozo que se esta perforando o reparando. Esta información puede resultar muy útil para determinar la forma en que un pozo puede comportarse o reaccionar como resultado de la aplicación de ciertos tratamientos o técnicas.

Delineador Actividad de exploración que se realiza para fijar o determinar los limites de un yacimiento mediante la perforación e pozos delimitadores o delineadores.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Densidad Propiedad intensiva de la materia que relaciona la masa de una sustancia y su volumen a través del cociente entre estas dos cantidades. Se expresa en gramos por centímetro cúbico, o en libras por galón.

Densidad API Es la medida de la densidad de los productos líquidos del petróleo, derivado de la densidad relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad API =(141.5/ densidad relativa) – 131.5. La densidad API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es equivalente a 10 grados API.

Densidad equivalente de circulación La suma de la presión ejercida por la altura hidrostática de un fluido, mas los sólidos perforados, mas las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular, dividido por la profundidad de interés y por 0.052, si se expresa en libras por galón.

Densificar Agregar materiales de densificación tales como barita, etc. a fluidos de un pozo.

Derrumbe Colapso total o parcial de las paredes de un pozo como consecuencia de presiones internas, expansión por hidratación o presiones de gas de formación.

Desarenador Dispositivo para separar partículas diversas de un fluido de perforación. Se bombea el fluido en forma tangencial al interior de un cono, la rotación del fluido proporciona suficiente fuerza centrifuga como para separar las partículas por masa.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Desarrollo Actividad que incrementa, o decrementa, reservas por medio de la perforación de pozos de explotación.

Descubrimiento Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios que prueban formaciones productoras de hidrocarburos.

Detector de Gas Un instrumento para detectar la presencia de varios gases, a menudo como medida de seguridad contra flama o gases tóxicos.

Dómica (Domo) Estructura geológica que presenta una forma, o relieve, de forma semiesférica.

Ducto Tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos puntos, ya sea tierra adentro o tierra afuera.

(Drill Stem Test) Prueba de formación Método convencional de prueba de la formación. Conocida como prueba DST.

Endulzadora Planta industrial cuyo objetivo es proporcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para eliminar los compuestos de azufre indeseables o corrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Estaciones de bombeo Estaciones en las que se aumenta la presión en los ductos, a fin de que el producto fluya hasta alcanzar su destino final en forma homogénea.

Estación de Compresión Utilizada durante el transporte de gas. El gas pierde presión al recorrer grandes distancias; para asegurar un flujo uniforme debe ser recomprimido en estaciones localizadas cada 60 a 80 Km. A lo largo de la línea.

Espaciamiento Distancia óptima entre los pozos productores de hidrocarburos de un campo o un yacimiento.

Espacio Anular Espacio entre dos círculos. En el caso de un pozo, es el espacio entre dos tuberías o entre una tubería y la pared del hoyo.

Espesor neto (hn) Resulta de restar al espesor total las porciones que no tienen posibilidades de producir hidrocarburos.

Espesor total (h) Espesor desde la cima de la formación de interés hasta un límite vertical determinado por un nivel de agua o por un cambio de formación.

Estación de producción

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Conjunto de obras e instalaciones petroleras que tienen por objeto recolectar, separar, medir y almacenar hidrocarburos que provengan de los pozos petroleros.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Evaporitas Rocas sedimentarias compuestas principalmente por sal, anhidrita o yeso, resultado de la evaporación en zonas cercanas a la costa.

Falla Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo largo de la cual ha habido un perceptible deslizamiento.

Factor de compresibilidad del gas (Z) Relación que existe entre el volumen de un gas real y el volumen de un gas ideal. Es una cantidad adimensional que varía usualmente entre 0.7 y 1.2.

Factor de recuperación (fr) Es la relación existente entre el volumen original de petróleo, o gas, a condiciones atmosféricas y la reserva original de un yacimiento.

Falla inversa Es el resultado de las fuerzas de compresión, en donde uno de los bloques es desplazado hacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a 90 grados y se reconoce por la repetición de la columna estratigráfica

Falla normal Es el resultado del desplazamiento de uno de los bloques hacia abajo con respecto a la horizontal Su ángulo es generalmente entre 25 y 60 grados y se reconoce por la ausencia de una parte de columna estratigráfica.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Fluido Newtoniano Fluido cuya viscosidad puede considerarse constante en el tiempo. La curva que muestra la relación entre el esfuerzo o cizalla contra su tasa de deformación es lineal y pasa pa sa por el origen, es decir, el punto [0,0]. El mejor ejemplo de este tipo de fluidos es el agua.

Fluido No - Newtoniano Es aquél cuya viscosidad varía con la temperatura y presión, pero no con la variación dv/dy.

Flujo Compresible La compresibilidad de un flujo es básicamente una medida en el cambio de la densidad.

Flujo Incompresible La incompresibilidad es una aproximación y se dice que el flujo es incompresible si la densidad permanece aproximadamente constante a lo largo de todo el flujo.

Flujo Laminar Se llama flujo laminar o corriente laminar, al tipo de movimiento de un fluido cuando éste es perfectamente ordenado, estratificado, suave, de manera que el fluido se mueve en láminas paralelas sin entremezclarse si la corriente tiene lugar entre dos planos paralelos, o en capas cilíndricas coaxiales.

Flujo Turbulento Se llama flujo turbulento o corriente turbulenta al movimiento de un fluido en el que las partículas se mueven desordenadamente y las trayectorias de las partículas se encuentran formando pequeños remolinos aperiódicos.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Fuerza gel Capacidad, o medida de la capacidad, de un coloide de desarrollar y mantener estado estado de gel. La resistencia gel de un fluido de perforación determina su capacidad de mantener sólidos en suspensión.

Gas no asociado Es un gas natural que se encuentra e ncuentra en yacimientos que no contienen petróleo crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

Gas asociado libre Es el gas natural que sobreyace y está en contacto con el petroleo crudo en el yacimiento. Puede corresponder al gas del casquete.

Gas asociado en solución o disuelto Gas natural disuelto en el petroleo crudo del yacimiento, bajo las condiciones de presión y de temperatura que prevalecen en él.

Gas húmedo Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite su proceso comercial.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Gas natural Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el petroleo, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impurezas o substancias que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono).

Gas seco Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. El gas seco también se obtiene de las plantas de proceso.

Gas seco equivalente a líquido (GSEL) Volumen de petróleo crudo que por su poder calorífico equivale al volumen del gas seco.

Geología Ciencia que tiene por objeto el estudio del planeta Tierra desde su estructura, composición y formas de vida preservadas en las rocas (fósiles) hasta la naturaleza de los procesos que la han afectado.

Gravedad Específica La relación de la densidad de una sustancia a determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C.

Hidrocarburos Compuestos químicos constituidos completamente de hidrógeno y carbono.

Hoyo Desnudo Es el hueco perforado por la mecha en su condición original sin tubería revestidora.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Hoyo Entubado Es el hueco perforado por la mecha en el cual se ha colocado y cementado tubería revestidora.

Índice de Viscosidad Medida de la relación entre la temperatura y la viscosidad de un crudo.

Kerógeno Materia orgánica insoluble dispersa en las rocas sedimentarias que producen hidrocarburos cuando se somete a un proceso de destilación.

Lechada Mezcla de cemento y agua que se bombea hacia el interior del pozo para formar una capa dura que sostenga el casing y brinde un sello en el diámetro del pozo a fin de evitar una migración de fluidos.

Libras por galón Medida de la densidad de un fluido, tal como el lodo de perforación.

Línea del Estrangulador Tubería de alta presión que conecta al conjunto e válvulas impiderrevntones (BOP) con el manifold del estrangulador y que se utiliza para controlar los fluidos del pozo que provienen del espacio anular.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Lodo de perforación Una mezcla de arcillas, agua y productos químicos utilizada en las operaciones de perforación para lubricar y enfriar la mecha, transportar hasta la superficie el material que va cortando la mecha, evitar el colapso de las paredes del pozo y mantener bajo control el flujo ascendente del aceite ó del gas. Es circulado en forma continua hacia abajo por la tubería de perforación y hacia arriba hasta la superficie por el espacio entre la tubería de perforación y la pared del pozo.

Lutita Roca sedimentaria con tamaño de grano muy fino, impermeable y moldeable, que se forma por la compactación de la arcilla

Malacate Pieza clave del sistema de levantamiento de un taladro que proporciona la fuerza para levantar y bajar la tubería de perforación y tubería de revestimiento y otros accesorios.

Manifold Sistema accesorio de tubería, parte de un sistema principal, que sirve para dividir el flujo en desviar partes, combinar muchos flujos en uno solo, o para redirigir un flujo a cualquiera de varios destinos posibles.

Manifold del Estrangulador El conjunto de tuberías y válvulas especiales, llamadas estranguladores, a través del cual se circula el lodo de perforación cuando se cierran los preventores anulares para controlar las presiones que se presentan durante una arremetida.

Maniobra de bajada Acción de correr herramientas y /o tubería en el interior del pozo.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Manómetro de presión Instrumento para medir la presión del fluido, que registra la diferencia entre la presión atmosférica y la del fluido, e indica el efecto de tales presiones sobre elementos como una columna de líquido, un tubo Bourdon, un pistón pesado/densificado, un diafragma, u otro elemento sensible a la presión.

Margen de maniobra (Trip Marging) Incremento progresivo de la densidad del fluido de perforación para aumentar el sobrebalance de manera de compensar los efectos del pistoneo.

Material para pérdida de circulación (MPC) Elementos sólidos y/o líquidos que se agrega a las lechadas de cemento o al fluido de perforación para impedir la pérdida de cemento o el lodo de perforación al interior de la formación.

Mechas de perforación Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo.

Medidor de Gas Un dispositivo mecánico para medir y registrar automáticamente cantidades de gas.

Método de Circule y Densifique Método para ahogar la presión del pozo en el que se comienza la circulación inmediatamente y se aumenta la densidad del lodo en forma gradual, siguiendo un programa definido. También llamado método concurrente.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Método del Perforador Método de ahogo del pozo en el que se realizan dos circulaciones completas por separado. La primera circula la surgencia al exterior y la segunda circula lodo más denso por el pozo.

Nivel de Fluido Es la distancia desde la superficie hasta el extremo superior de la columna de fluido en el tubing o en el casing de un pozo

Número de Acres Área concedida en arrendamiento para exploración de aceite y gas y para una posible producción futura.

Número de Reynolds Es un número adimensional utilizado en mecánica de fluidos, diseño de reactores y fenómenos de transporte para caracterizar el movimiento de un fluido.

Operador Compañía, organización o persona con autoridad legal para perforar pozos y extraer hidrocarburos. Puede emplearse un contratista de perforación para llevar a cabo la perforación en sí. El operador es con frecuencia parte de un consorcio y actúa a nombre de este.

Panel de control Maestro o Primario. Sistema múltiple de válvulas, generalmente situado en la fuente de energía, que puede operarse en forma manual (o a control remoto) para derivar fluido presurizado hacia los dispositivos de cierre ubicados en el cabezal del pozo.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Panel de control del preventor de reventones (BOP) ( BOP) Conjunto de controles generalmente ubicados cerca de la posición del perforador en el piso del equipo, que se manipula para abrir y cerrar los preventores de reventones.

Panel del estrangulador a control remoto Conjunto de controles, generalmente ubicados en el piso del taladro, que se utiliza para controlar la cantidad de fluido fluido de perforación que se circula a través del manifold de ahogo.

Pérdida de Circulación Pérdida de una cantidad de lodo en el interior de la formación, generalmente en lechos cavernosos, fisurados o permeables. Esta pérdida se manifiesta por la falta total o parcial de retorno del lodo a la superficie durante la circulación. La circulación perdida puede provocar un reventón y en general reducir las la eficacia de la operación de perforación.

Pérdida de Presión Cantidad de presión que indica un manómetro de presión de tubería de perforación cuando el fluido de perforación circula por acción de la bomba de lodo.

Pérdida de Retorno Pérdida de circulación provocad por el ingreso de fluidos de perforación desde el pozo al interior de una formación porosa, fracturada o cavernosa.

Perforador Encargado de turno. Empleado que esta a cargo en forma directa de un equipo de perforación y su dotación. Su tarea principal es la operación del equipo de maniobra y perforación, pero también es responsable de las condiciones en el interior del pozo, de la operación de las herramientas de interior de pozo y de las mediciones de la tubería.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Permeabilidad Capacidad de las rocas de permitir el flujo de líquidos o gases a través de sus espacios vacíos.

Permeabilidad Absoluta Capacidad de conducción, cuando únicamente un fluido está presente en los poros.

Permeabilidad Efectiva Es una medida relativa de la conductancia de un medio poroso para un fluido cuando el medio está saturado con más de un fluido. Esto implica que la permeabilidad efectiva es una propiedad asociada con con cada fluido del yacimiento, por ejemplo, gas, aceite, y agua. Un principio fundamental es que la suma de las permeabilidades efectivas siempre es menor o igual que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad Relativa Es la capacidad que presenta un fluido, como agua, gas o aceite, para fluir a través de una roca, cuando ésta se encuentra saturada con dos o más fluidos. El valor de la permeabilidad en una roca saturada con dos o más fluidos es distinto al valor de la permeabilidad de la misma roca saturada con un solo fluido.

Permeable Capacidad de un cuerpo para permitir el paso de los fluidos, usualmente a través de sistemas de poros.

Petróleo Mezcla de carburos de hidrógeno líquidos, resultantes de la descomposición de materia orgánica (fermentación bioquímica), ocurrida en paleocuencas bajo condiciones específicas de presión y temperatura. El petróleo comúnmente se encuentra asociado con gases.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Petróleo Crudo Porción de petróleo que existe en fase líquida en yacimientos y permanece así en condiciones originales de presión y temperatura. Puede incluir pequeñas cantidades de sustancias que no son hidrocarburos. Su viscosidad es 10,000 centipoises.

Petróleo extrapesado Aceite crudo con fracciones relativamente altas de componentes pesados, alta densidad específica y alta viscosidad, a condiciones de yacimiento.

pH El pH es una medida de la acidez o basicidad de una solución. El pH es la concentración de iones hidronio [H3O+] presentes en determinadas sustancias. La sigla significa “potencial de hidrógeno”.

Píldora Fluido viscoso gelatinoso.

Plataformas marinas Estructuras artificiales que se levantan sobre el lecho marino y que sirven de soporte a los equipos de perforación con la finalidad de explorar o explotar yacimientos petrolíferos. Estas pueden ser fijas, semifijas o autoelevables.

Plataformas terrestres Estructuras artificiales instaladas sobre el área de perforación (pera de perforación) que soportan el equipo de perforación.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Polímero Compuesto complejo en el cual moléculas individuales (monómeros) se unen químicamente en cadenas largas (p. ej. : plásticos).

Porosidad Volumen de las rocas ocupado por espacios vacíos entre los granos minerales, Es en estos espacios donde se acumula petróleo, gas y/o agua.

Pozos de desarrollo Pozos que se instrumentan para ser productivos, una vez explorado y localizado el campo petrolífero.

Pozo petrolero Perforación efectuada por medio de barrenas de diferentes diámetros y a diversas profundidades, con el propósito de definir las condiciones geológico-estructurales de la corteza terrestre, para la prospección o explotación de yacimientos petrolíferos. El método más utilizado es el rotatorio, y las perforaciones pueden desarrollarse con o sin recuperación de núcleo.

Presión El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por peso (gravedad)o mediante el uso de fuerza. Se le mide como fuerza entre área, tal como newtons/por metro2.

Presión anormal Presión poral que supera la presión resultante de la presión hidrostática ejercida por una columna vertical de agua cuya salinidad es normal para el área geográfica.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Presión Absoluta Esta es la presión manométrica más la presión atmosférica.

Presión Atmosférica El peso de la atmósfera sobre la superficie de la tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1.013 bars, 101,300 Newtons/m2, 14.7 lbs/pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio.

Presión de casing La presión acumulada en un pozo entre el casing y el tubing o entre el casing y las barras e sondeo.

Presión de cierre en el fondo del pozo Presión en el fondo de un pozo cuando las válvulas de superficie están completamente cerradas. La presión se debe a los fluidos de la formación en el fondo del pozo.

Presión de cierre interior de casing Presión del fluido anular en el casing cuando se cierra un pozo.

Presión de fondo Dependiendo del contexto puede ser la presión que ejerce una columna de fluido contenida en un pozo, o la presión de formación a la profundidad de interés.

Presión de formación La fuerza que ejercen los fluidos de una formación, registrada en el pozo al nivel de la formación con el pozo cerrado.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Presión de yacimiento La presión de un yacimiento en condiciones normales.

Presión del pozo Presión total que ejerce una columna de fluido sobre el pozo y/o contrapresión ejercida en superficie.

Presión diferencial La diferencia de presión entre la carga hidrostática de la columna de fluido de perforación y la presión de la formación a una profundidad dada en el pozo.

Presión final de circulación Presión de barras de sondeo que se requiere para circular el caudal de ahogo seleccionado, ajustada para contemplar el aumento de la densidad del fluido de ahogo por sobre la densidad original el fluido de perforación.

Presión Hidrostática Presión ejercida por una columna de fluido. Es igual a la altura de la cola multiplicada por la densidad del 1 multiplicada por la aceleración gravedad.

Presión inicial de circulación Presión de barras de sondeo que se requiere para la circulación inicial de al caudal de ahogo seleccionado mientras se mantiene la presión del casing en la válvula de cierre. Es numéricamente igual a la presión inicial de circulación de ahogo más la presión de cierre de barras de sondeo.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Presión Manométrica La presión que registra un dispositivo de medición normal. Dicho dispositivo mide la presión en exceso de la atmosférica.

Presión Normal Presión de la formación equivalente a la presión que ejerce una columna vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica.

Presión Poral Presión que ejercen los fluidos dentro del espacio poral de una formación.

Preventor anular de reventones Dispositivo que se suele instalar por encima de los preventores de arietes y que se utiliza para controlar la presión en el cabezal del pozo.

Preventor interno También llamado preventor de reventones interno. Válvula de retención colocada en la columna de sondeo, que permite la circulación descendente pero que impide que el flujo ascienda.

Preventor de reventones Equipo instalado en el cabezal del pozo, cuya función es evitar el escape de presión, ya sea en el espacio anular entre el casing y el sondeo o en un pozo abierto (es decir, pozo sin barras de sondeo) en el curso de operaciones de perforación del pozo.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Programa de lodo Plan o procedimiento que se delinea o que se sigue con respecto al tipo de y a las propiedades del fluido de perforación que se utilizará en la perforación de un pozo teniendo en cuenta la profundidad.

Prueba de hermeticidad Prueba que se realiza a ductos y tanques que transportan o almacenan hidrocarburos en forma líquida o gaseosa, con la finalidad de verificar que no presenten fugas.

Purga Liberación controlada de fluidos de un sistema cerrado y presurizado, con el fin de reducir la presión.

Reología Parte de la física que estudia la relación entre el esfuerzo y la deformación en los materiales que son capaces de fluir.

Reservas petroleras Volumen de hidrocarburos y sustancias asociadas, localizado en las rocas del subsuelo, que pueden ser recuperables económicamente con métodos y sistemas de explotación aplicables a condiciones atmosféricas y bajo regulaciones.

Reservas posibles Reservas que, con base en datos ingeniero-geológicos, tienen una baja probabilidad (10%) de ser comercialmente recuperables. Reservas que están basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Reservas probadas Volúmenes de hidrocarburos y sustancias asociadas, evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos ingeniero – geológicos se estima, con razonable certidumbre, que serán comercialmente recuperables, con base en datos de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. El establecimiento de las condiciones económicas actuales incluye promedios de precios y costos históricos en un período de tiempo consistente con el proyecto.

Reservas probables Reservas no probadas que, con base en los análisis de datos ingeniero-geológicos, tienen una alta probabilidad (por lo menos 50%) de que el volumen de hidrocarburos localizado en el yacimiento sea recuperable. Reservas en formaciones geológicas que parecen ser productoras con base en registros geofísicos, pero carecen de datos de núcleos o pruebas definitivas, y no son análogas a formaciones geológicas probadas en el campo. Estas reservas pueden ser clasificadas como probadas mediante la perforación de pozos.

Reventón El escape sin control de aceite, gas o agua de un pozo debido a la liberación de presión en un yacimiento o a la falla de los sistemas de contención.

Sarta de Perforación Tuberías de acero de aproximadamente 10 metros de largo que se unen para formar un tubo desde la barrena de perforación hasta la plataforma de perforación. El conjunto se gira para llevar a cabo la operación de perforación y también sirve de conducto para el lodo de perforación.

Sinclinal Plegamiento en la roca estratificada en la forma de palangana.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Sistema Submarino (Subset System – SS) Es un sistema de producción submarino que se extiende desde los pozos productores hasta las instalaciones de producción marinas (plataformas, FPS y TLP), también puede interconectar múltiples pozos productores a través de un sistema de recolección de ductos marinos. Estos sistemas se utilizan actualmente en profundidades mayores de 1,500 metros.

Sobrebalance Cantidad de presión que excede la d la formación por acción de la presión que ejerce el cabezal hidrostático del fluido en el pozo.

Taponamiento de pozos Acción de aislar de manera temporal o definitiva las formaciones geológicas atravesadas en la perforación que contengan aceite o gas, de tal forma que se eviten invasiones o manifestaciones de hidrocarburos en la superficie.

Técnica de recuperación Actualmente, en la explotación de campos se aplica el sistema de bombeo neumático continuo, que consiste en inyectar gas a alta presión a través del espacio anular entre las tuberías de revestimiento y producción, en cada uno de los pozos, haciéndolo pasar a la tubería de producción mediante las válvulas subsuperficiales de bombeo neumático para incrementar el volumen de hidrocarburos hacia la superficie.

Terminación de pozos Es un término genérico utilizado para describir el ensamblado de pozos con fondos tubulares y el equipo requerido para permitir una segura y eficiente producción de pozos de petróleo o gas. El punto en el cual el proceso de Terminación comienza puede depender del tipo y diseño del pozo. Sin embargo, existen muchas opciones aplicadas o acciones desarrolladas durante la fase de construcción de un pozo que tienen un impacto significativo en la productividad del pozo.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Terminal de almacenamiento Unidad que se instala con la finalidad de almacenar hidrocarburos o productos derivados del petróleo que procedan directamente de una tubería de transporte para posteriormente ser conducidos por otro medio a centros de proceso o distribución.

Torque Desplazamiento en diferentes setidos de cualquier material, generados por una fuerza erpendicular a un cuerpo.

Trampa Estructura geológica en la cual se acumulan hidrocarburos para formar un campo de aceite o gas.

Trampa Estratigráfica Trampa de hidrocarburos formada durante la sedimentación y en la cual los hidrocarburos fueron encapsulados como resultado del cambio de roca de porosa a no porosa, en lugar del plegamiento o falla de los estratos de roca.

Trampa Estructural Trampa de hidrocarburos formada por la distorsión de estratos de roca por movimientos de la corteza terrestre.

Tubería de descarga Tubería mediante la cual se transportan los hidrocarburos desde el cabezal del pozo hasta el cabezal de recolección de la batería de separación, a la planta de tratamiento o a los tanques de almacenamiento.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Tubería de Perforación Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.

Tubería de Flujo Dispositivo de intervalo que se suele encontrar en válvulas de seguridad de subsuelo, cuya función es proteger el sistema de cierre de la herramienta de los elementos del pozo.

Tuberías de productos Tuberías que transportan los fluidos procesados de las refinerías o plantas de tratamiento a las plantas de almacenamiento y distribución de productos, o a cualquier planta de proceso. Se designan adicionando al nombre del producto el sufijo ducto, como gasolinoducto, combustoleoducto, amonioducto.

Tubing Tubería de pequeño diámetro que se corre en un pozo como conducto para el pasaje de petróleo y gas hacia la superficie.

Viscosidad Resistencia de un líquido al movimiento o flujo; normalmente se abate al elevar la temperatura.

Viscosímetro Es un instrumento empleado para medir la viscosidad y algunos otros parámetros de flujo de un fluido.

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Glosario de Términos Petroleros (Viene…) Yacimiento petrolero Depósito de hidrocarburos entrampados en rocas sedimentarias margo-arenosas a profundidades que varían de 200 a 7000 metros bajo el nivel medio del mar. Existen yacimientos en diversas estructuras geológicas tales como anticlinales, afallamientos, plegamientos recostados y recumbentes, así como en domos salinos, entre otras estructuras.

Yacimiento No Saturado Petróleo en el cual se pueden disolver cantidades adicionales de gas natural.

Yacimiento Saturado Petróleo en el cual no se pueden disolver cantidades adicionales de gas natural.

Zapata Primera herramienta en la columna de casing cuya función es guiar al casing sorteando las obstrucciones del pozo.

Zapata del casing Sección de acero, corta, hueca y cilíndrica, con el extremo inferior redondeado, que se coloca en el extremo de la columna del casing para actuar como zapata de refuerzo y para eliminar todas las protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing.

Zapata flotadora Herramienta cilíndrica provista de una válvula de movimiento vertical que se baja en el extremo de la columna del casing para proporcionar flotación y reducir la carga en el gancho del equipo.

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ANEXO: HOJA PARA CONTROL DE ARREMETIDAS

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HOJA PARA CONTROL DE ARREMETIDAS (CONT.)

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BIBLIOGRAFÍA 

Adams, Neil “Workover Well Control”, Penn Well Publishing Company, 1981.

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Rig Train Publications “Well Intervention Pressure Control”- 2002.

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The University of Texas – Petex, “Well Control for Completion and Workover”2010.

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Eni – Corporate University “Workover Well Control”- 2005

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146584891 Workover Well Control Cfpq

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