7 métodos de wc

7/29/2019 7 Mtodos de WC

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CHAPTER

3CAPTULO

7


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Se requieren

matemticas bsicas

para toda operacin

de controlar un pozo.

MTODOS PARACONTROLAR POZOS

7-1

ay muchas tcnicas para controlar un pozo. Yasea que haya ocurrido una surgencia durantela perforacin o el reacondicionamiento o si

hay que controlar un pozo vivo, los fundamentos sonlos mismos. Estos mtodos mantienen la presin en elfondo del pozo al nivel deseado, lo cual normalmentees igual a o por encima de la presin de la formacinpara as evitar un mayor influjo del fluido de laformacin. En los pozos vivos, no siempre es deseablematar el pozo, sino ms bien, controlar la presin en unnivel que se pueda manejar y que sea seguro. Algunastcnicas proveen las mtodos para la circulacin deun fluido de control o para que el pozo alcance elnivel deseado de control de presin. Otras tcnicasde bombeo permiten que se bombee un fluido en elpozo sin retornarlo a la superficie. Las tcnicas queno tienen que ver con el bombeo permiten controlarla presin de la formacin y/o permiten que unaherramienta entre o salga del pozo con deslizamiento.Todas estas tcnicas tienen metas comunes: controlarel influjo de la formacin que est produciendo yevitar tambin la prdida de circulacin. La diferenciaen estos mtodos est en si se incrementa el peso

H


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CAPTULO 7

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

Durante cualquier operacin para controlar unpozo, la recoleccin de datos y la documentacinson herramientas valiosas, ayudando a organizar laoperacin y a dar confianza a aquellos que estnrealizando el trabajo. La cuadrilla puede saber qu estpasando y sentir que tienen el control de la situacinPero el tener la documentacin apropiada es unode los aspectos ms descuidados de las operacionespara controlar pozos. Registros claros y concisos sonesenciales para asegurar que se mantenga la presinapropiada y que se puedan identificar y evaluar las

tendencias. Se deben documentar los sucesos inusualesLas soluciones a muchas complicaciones son evidentescuando hay buenos registros que ilustran el problema.

Las presiones de circulacin, el volumen bombeado(muchas veces expresado en golpes de la bomba), laspropiedades del fluido (por ejemplo, su densidad y

viscosidad), los cambios en las fosas y la posicin deestrangulador deberan ser todos anotados. El cuadroabajo es un ejemplo de lo mnimo que se deberaregistrar.

del fluido y si habr circulacin dentro del pozo. Losprincipios en este captulo estn bien establecidos yfuncionan igualmente bien en todas las aplicaciones(perforacin, rehabilitacin, terminacin) dondeameritan.

Este captulo habla sobre diferentes Mtodos de

mantener una Presin Constante en el Fondo delHoyo para controlarlo y los mtodos para la respuestacon estrangulador. Si la meta es la de retirar el fluidodel brote o surgencia, hay dos tcnicas para evitarque haya un influjo adicional. El primero es el deagregar suficiente contrapresin en la columna actualde fluido para igualar la presin de la formacin. Elsegundo es el de mantener suficiente contrapresin ydesplazar el fluido original en el pozo ms un fluidoque sea lo suficientemente denso como para igualar osobrepasar la presin de la formacin.

Nota: La Presin de Cierre en la Tubera dePerforacin (SIDPP), la Presin de Cierre en el Tubing

(SITP) y la Presin de Cierre de Tubera Flexible(SICTP) se refieren todas a la misma presin, lapresin que est del lado de la bomba en el tubo enforma de U. La Presin Encerrada en el cabezal dela Tubera de revestimiento (SIWHAP) se refiere a lapresin del lado del estrangulador en el tubo en formade U. Aunque estos trminos se pueden intercambiarentre s, se presenta el uso ms comn basado en lasaplicaciones especficas. Adems, las tcnicas que sepresentan en esta seccin suponen que se conocen laspresiones de cierre correctas y que se han puesto en

Uno de losaspectos ms

descuidados enlas operacionespara controlar un

pozo es ladocumentacin

apropiada.

CMO DOCUMENTAREL

CONTROLDEL POZO

Hoja de Datos para Operaciones de Control de Pozos

HORAGOLPESOVOLUMEN

PRESINDECIRCULACIN

TERICO

PRESINDECIRCULACIN

REALAJUSTEDELA PRESIN

+/- PSI @ STKS. ADJ GOLPES DESPUS

PRESINACTUAL DE LATUBERA DE

REVESTIMIENTO

DENSIDADYVISCOSIDADDEL FLUIDOQUEENTRA

DENSIDADYVISCOSIDADDEL FLUIDOQUESALE

POSICINDELESTRANGULADOR,

% ABIERTO

NIVELDELA

PILETA. COMENTARIOS


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MTODOS PARA CONTROLAR POZOS

BOMBA

Pileta

ANNULAR

RAM

RAM

RAM

HCR

TUBERA DE REVESTIMIENTO

DIMETRO EXTERIOR 9-5/8

DIMETRO INTERIOR 8.835

PESO 40 lbs/pie

GRADO N-80RESISTENCIA INTERNA (100%) 5750 psi

LARGO TVD (PROF. VERTICAL) 5000 pie

LARGO MD (PROF. MEDIDA) 5000 pie

EN ESTE CAPTULO SE USARN ESTOS DATOS DELPOZO A NO SERQUE SE INDIQUELO CONTRARIO.

BOMBA #1 6 16 Duplex BARRILESPOREMBOLADA 0.157 bbls/stk

BOMBA #2 5-1/2 16 Duplex BARRILESPOREMBOLADA 0.126 bbls/stk

PRESIN MXIMADELA BOMBA 3950 ps

MXIMA PRESINDEL CONJUNTO BOP 10000 psi

VOLUMENEN PILETAS ACTIVAS ? bbls

VOLUMENEN LNEADE SUPERFICIE 3.5 bbls

PESO ACTUALDEL LODO 12.5 ppg

PESODEL LODOENLA PILETADE RESERVA 11.7 ppg

TUBERA DE

PERFORACION



PESO 16.6 lbs/pie

CAPACIDAD 0.01422 bbls/pie

LARGO 9450 pie

PORTAMECHAS



CAPACIDAD 0.00768 bbls/pie

LARGO 550 pie

DIMETRODEL POZOZ 8-1/2 trpano

con tres jets de 10/12PROFUNDIDADDEL POZO

TVD (Prof. Vertical) 10000 pie

MD (Prof. Medida) 10000 pie

PRUEBADE INTEGRIDAD/ADMISINO FRACTURA

PESODEL LODODURANTELA 10.0 ppg

PRUEBADE INTEGRIDAD/ADMISINO FRACTURAPRESINDEPRUEBA 1600 psi

PROFUNDIDADDELA PRUEBA

(ZAPATAO ZONA DBIL)

TVD 5030 pie

1. USELA BOMBA #1

VELOCIDAD DE LA TASA DE CONTROL DE POZO ________spm

PRESIN DE LA BOMBA ________ psi

2. GOLPESPARA DESPLAZARLA TUBERA 905 stks

3. GOLPESDESDE FONDOHACIA ARRIBA 3323 stks

4. GOLPES, CIRCULACIN TOTAL 4228 stks

BOMBA #1 A VELOCIDAD LENTADE BOMBEO

PRESIN SPM BPM (PSI)

16 2,50 35024 3,75 770

32 5,00 1.350

USELA BOMBA #1 A 24 SPM

SIDP 520 psi

SICP 820 psi

ICP 1290 psi

FCP 832 psi

VOLUMEN DE LA SURGENCIAO GANANCIA 16 bbls


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CAPTULO 7

Si se mantiene lapresin en o a

travs delestrangulador se

controla la presinen todo el pozo.

Hay tres mtodos comunes que se usan para lacirculacin en el control de pozos. Son el Mtodo delPerforador, el Mtodo de Esperar y Pesar y el MtodoConcurrente.

Las diferencias entre los mismos son cundo hayque circular la surgencia y sacarla del pozo, y cundobombear el fluido de control si se ha decidido que sematar el pozo. Todos stos son mtodos a presinconstante en el fondo del pozo. Esto significa quedespus de que se cierra el pozo, hasta el momentoen que se lo controla, la presin en el fondo del pozodebe mantenerse en, o un poco por encima de lapresin de la formacin. Si se puede lograr esto sinperder la circulacin y sin una falla de los equipos,se puede controlar el pozo sin la toma de ms fluidodesde la formacin.

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

RESPUESTA DELESTRANGULADOREs esencial tener conocimientos sobre lo que

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

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

w El arranque de la bomba: A medida que seconecta la bomba, se impondr un incrementoen la presin que se sentir en todo el sistema.

A medida que la presin en la tubera derevestimiento comienza a incrementarse, se debe

abrir rpidamente el estrangulador de su posicincerrada para permitir que el fluido se purguea travs del mismo, pero slo hay que abrirlolo suficiente para que la presin se mantengaconstante. Si la presin del hoyo se incrementademasiado, pueden haber prdidas o daos en laformacin. Si se deja que las presiones bajen pordebajo del valor del cierre, puede haber un influjoadicional. Esto se explica con ms detalle, msadelante en esta seccin.

w Ajustes apropiados del estrangulador: Una vez quela bomba est funcionando a la velocidad correcta,se hacen los ajustes para mantener la presin de

circulacin apropiada. Si cree que la presin dela tubera de perforacin est demasiada alta,hay que determinar la cantidad en exceso con lamayor exactitud posible. Esta es la cantidad depresin que debe ser purgada desde la tuberade revestimiento, por medio de ajustes con elestrangulador. Hay que determinar la presin quese debe purgar de la tubera de revestimiento parapoder corregir la presin de circulacin en latubera de perforacin. Se puede determinar estocon la calculadora, el incremento de la lnea en

Determine el Ajuste del Estrangulador

PUMP

Determine el Ajustedel Estrangulador

Ajuste el EstranguladorLentamente Determined por

la Presin Determinada

Asegrese que sehace el Cambio

PUMP PUMP

Cmo determinar el ajuste del estrangulado

TCNICASDE CIRCULACIN


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Los cambios en

la presin y enla velocidad dela circulacin sesienten en todo elsistema decirculacin delpozo.

el medidor o en su cabeza. Recin al conoceresto se ajusta cuidadosamente la calibracin delestrangulador hacia una posicin ms abierta. Sila presin de circulacin est demasiada baja, seusa el mismo procedimiento, con excepcin de quese ajusta el estrangulador hacia una posicin mscerrada.

w Quizs uno de los errores ms comunes esmirar el manmetro del indicador de posicindel estrangulador y suponer que cada incrementoajustar la presin por la misma cantidad. Latasa del flujo y las prdidas de presin atravs de un orificio no son lineales. A medidaque se incrementa o se disminuye el orificiodel estrangulador, la escala del indicador delestrangulador no representa los ajustes calibradosde la presin. La escala en el indicador delestrangulador slo muestra la posicin relativa deapertura y hacia qu lado se est moviendo elestrangulador - abierto o cerrado. Los ajustes en lapresin deben hacerse cuidadosamente utilizandola presin en el manmetro y no en el indicadorde apertura del estrangulador.

w Gas en el estrangulador: Tipo de fluido, tasade flujo y el tamao de los estranguladoresestn relacionados con el mantenimiento de laspresiones correctas. Si un tipo de fluido diferentepasa por el estrangulador, su coeficiente de friccin

y tasa de flujo ya sea incrementar o disminuir.Este es el caso cuando el gas choca contra o sigueel fluido por el estrangulador. Puede haber unacada repentina en la presin del estrangulador. Siesto ocurre, la presin disminuir en todo el pozo,lo cual potencialmente puede causar otro amagode reventn.

w Se debe registrar la presin durante todaslas operaciones. Si la presin disminuyerepentinamente, consulte el valor registrado y deinmediato ajuste el estrangulador hacia la posicinms cerrada hasta que se obtenga el ltimo valorregistrado. D suficiente tiempo de retraso paracorregir la presin en todo el sistema y reajstelosegn sea necesario.

w A medida que el gas (que tiene una densidadmuy baja) sale por el estrangulador, lo reemplaza

el lquido. Esto subsiguientemente resulta en unincremento en la presin de circulacin en latubera de perforacin. Determine la cantidad delincremento en la tubera de perforacin y ajusteel estrangulador hacia la posicin ms abierta parabajar la presin de la tubera de perforacin hastael valor programado. Se puede repetir este paso

varias veces mientras est circulando el gas por elestrangulador.

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

pequeo que un lquido, para mantener la mismapresin. Cuando el fluido que sigue el gas golpeacontra el estrangulador, resulta en un incrementorepentino en la friccin y en el incremento dela presin. Este incremento en la presin puedecausar una falla en la formacin. Consulte deinmediato con el cuadro de registro de la presin

y ajuste la presin de la tubera de revestimientohasta el ltimo valor registrado (antes de que elfluido chocara contra el estrangulador) medianteel ajuste del estrangulador hacia la posicin msabierta. D suficiente tiempo de retraso paracorregir la presin en todo el sistema y reajustesegn sea necesario.

w Apagado de la bomba: Si el pozo, an est vivo(no se bombear ningn lquido para matar elpozo por el momento) y se lo tiene que cerrar ,los objetivos son no provocar presiones atrapadasdurante el pare de la bomba ni permitir que msfluido de la formacin entre al pozo. Cuando sedisminuye la velocidad de la bomba, la presin dela circulacin decae y el flujo por el estranguladordisminuye. Si empieza a caer la presin de latubera de revestimiento, ajuste el estranguladorhacia la posicin ms cerrada, para mantener elltimo valor registrado antes de que la bomba salgade lnea. A medida que la velocidad de la bombase reduce nuevamente, la presin volver a caer yes necesario ajustar el estrangulador nuevamente.Una vez que la bomba se detiene, quizs haya quecerrar rpidamente el estrangulador para manteneruna presin programa. Si la presin cae por debajode los valores programados, puede que haya un

influjo adicional. Por otra parte, las presiones altaspueden provocar un derrumbe de la formacin.

TIEMPO DE RETRASO/TRNSITOImagnese al sistema de circulacin del pozo

como un tubo en forma de U. Esto significa que lapresin de la tubera de revestimiento y de la tuberade perforacin estn muy relacionadas entre s, y lasseales de presin mas los cambios en la velocidad decirculacin se sienten en todo el sistema. En el controlde pozos, este es un concepto importante. Esta dospresiones informan acerca de la presin en el pozo.

Si la presin de la tubera de perforacin cambia delos valores programados (para mantener una presinconstante en el fondo de hoyo) se debe corregir. Estose logra por mediante la variacin de la presin ensuperficie, manipulando el estrangulador.

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


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CAPTULO 7

en cuenta este retraso en el trnsito antes de tratarde cambiar nuevamente la presin en la tubera deperforacin.

Se puede aplicar una regla general: Espereaproximadamente dos segundos por cada 1000 (304.8m) de largo de la sarta que est en el pozo. Porejemplo: en un pozo de 10000 (3048 m) , tomaaproximadamente veinte segundos antes de que se veaun cambio de presin en el medidor de la tubera deperforacin, hecho en el estrangulador o tubera derevestimiento. Esto es aproximadamente diez segundospara que el cambio viaje desde el estrangulador porel espacio anular hasta la punta de la tubera deperforacin y otros diez segundos para que suba porla tubera de perforacin de regreso a la superficie.En los pozos ms profundos, puede pasar un buenrato antes de sentir el cambio en todo el sistema. Sise hacen cambios adicionales durante este tiempo deretraso, puede haber una sobre correccin, resultandoen un influjo adicional o la prdida de circulacin.

Esta es un regla general, es una aproximacin paraestablecer el tiempo de retraso. Una vez que se hayahecho la correccin, encuentre el tiempo aproximadode la demora en ver el cambio, haga una notade la diferencia en el tiempo. Se debera sealarque muchas cosas afectan este tiempo de retraso.La compresibilidad del gas demorar este tiempo derespuesta. Algunos factores tales como la velocidad dela circulacin, el tipo de fluido y la compresibilidaddel fluido tambin tendrn un efecto. El punto esque debemos darnos cuenta que las respuestas no soninstantneas.

CONECTANDO UNABOMBASe pueden cometer errores cuando se elige la

velocidad de la bomba para circular y sacar unasurgencia. El procedimiento para arrancar la bombaes tambin un momento crtico. Recuerde que una

velocidad de bombeo ms lenta resulta en menos

friccin anular y minimiza la presin contra laformacin. A medida que disminuye el dimetro y lacapacidad hidrulica entre la tubera de perforacin yla tubera de revestimiento, tambin debera hacerlo la

velocidad de la bomba. Una velocidad demasiada altapuede resultar en una sobrepresin sobre la formacinhasta el punto de daarla o fracturarla. Y cuandoel gas llega a la superficie, los equipos separadorespueden llegar a sobrecargarse. El tiempo de circulacinadicional a velocidades ms lentas bien podra valerla pena cuando se compara con las complicacionesque podran resultar.

Abajo hay algunas sugerencias para simplificar los

primeros minutos de una operacin de control de unamago. Recuerde que debemos mantener una presinconstante en el fondo del hoyo mientras conectamosla bomba.

1. Comunicaciones. Asegrese que lascomunicaciones entre los operadores de la bomba

y del estrangulador son buenas y que hayanhablado acerca de cmo van a reaccionar ante lasoperaciones del otro.

1 Cambio de laposicindelestrangulador

4 - 8 El cambioen la presintransita porel sistema

9 El cambio en lapresin se registraen el medidor de labomba despus deltiempo de tr nsito

BOMBA

7

8

6

4

5

2 Pulso de Presin, va en direccin opuesta

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

Ajuste delestrangulador

Una velocidad debombeo

demasiado altopuede resultar enuna sobrepresinde la formacin

hasta el punto dedaarla o

fracturarla.


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2. Arranque lentamente la bomba. Se debeir incrementando la velocidad de las bombaslentamente, o por etapas. Este proceso deberatomar varios minutos y se debera haber habladoacerca de ello antes de arrancar la bomba.Los equipos de perforacin que tienen bombasmecnicas, bombas de velocidad constante oequipos de perforacin sin un estranguladorhidrulico corren un riesgo adicional de tenerfallas en la formacin o los equipos. En losequipos de perforacin que tienen bombasmecnicas, no se puede conectar la bombalentamente. Su velocidad ms lenta est en lamarcha en vaco, que muchas veces es la velocidaddel control. Si se usa un estrangulador manual,quizs ste no se pueda abrir o cerrar consuficiente rapidez durante el arranque de labomba. En cualquiera de los casos, elprocedimiento del arranque es de abrir elestrangulador inmediatamente antes de arrancarla bomba. Esto puede permitir que el pozofluya y que haya otro influjo, pero es preferiblea derrumbar la formacin debido a oleajes de

presin incontroladas. Despus de que la bombahaya alcanzado su velocidad, se debe volver aajustar la presin de la tubera de revestimiento al

valor que tena antes del arranque de la bomba.

Otra posibilidad es la de equipar el standpipecon un bypass y un estrangulador. Este seabrira antes de arrancar la bomba. Luego se

conectara la bomba y el estrangulador se cerraragradualmente para desviar ms fluido por la sarta.Esto controlara el flujo del fluido de manerasimilar a los equipos de perforacin que puedenconectar una bomba con la lentitud / velocidaddeseada para minimizar las fluctuaciones oreducciones en la presin que se sienten en todoel pozo.

3. Al inicio hay que mantener la presin en

la tubera de revestimiento constante. Se debemantener la presin de la tubera de revestimiento(estrangulador) constante (en el valor correcto decierre) mientras que la bomba alcanza la velocidadde la tasa de control de pozo. La excepcin de estoes en los casos donde existen presiones elevadaspor friccin en el anular/estrangulador/lnea decontrol. Se habla de este caso en la seccin deComplicaciones. Si se permite que la presin dela tubera de revestimiento disminuya mientrasque la bomba alcanza su velocidad, tambindisminuir la presin en el fondo del hoyo. Estopodra resultar en ms influjo por el amagode la surgencia. Si la bomba se conecta y elestrangulador no se abre o no se opera consuficiente rapidez, un incremento rpido en lapresin podra llevar a la falla de la formacin

y/o equipos del pozo. Se debe evitar cualquierade estos hechos, pero un amago secundario espreferible antes que una falla de la formacin o delequipamiento del pozo.

Operador del

Estrangulador

Mantiene la presin

del estrangulador

segn el valor

apropiado.

Controlador de

la Bomba

Conecta la bomba

lentamente o en

etapas, segn las

indicaciones

Comunicaciones

BOMBA

Si se permite quela presin de latubera derevestimientodisminuyamientras que labomba alcanza la

velocidadprogramada, lapresin en elfondo del hoyotambindisminuir.


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CAPTULO 7

Recuerde que la presin de la tubera derevestimiento es contrapresin. Tan pronto comola bomba est conectada y andando a la velocidadde la tasa de control de pozo, devuelva lapresin de la tubera de revestimiento a su valorapropiado.

4. Normalmente la Presin de Circulacin que seve en el medidor de la bomba la llaman la

Presin de Circulacin Inicial o ICP. Esta es unacombinacin de presin para circular el pozo auna velocidad dada y evitar que el pozo fluya.Matemticamente, esto se puede expresar comoICP = SIDPP + KRP, donde SIDPP es la presinde cierre de la tubera de perforacin y KRP es lapresin de la bomba a la tasa de control de pozodeseada. Si se usan procedimientos apropiadospara el arranque y hay una diferencia significativaentre el valor real de la ICP y el valor calculado,se debe tomar una decisin acerca de si se usa el

valor real o si se detiene la bomba, se evala, yempieza de nuevo.

5. Mantener la Tasa de control de pozo. Una vez quese elige la velocidad de la tasa de control de pozo,no se debe cambiar. Si se cambia la velocidad de labomba, entonces se deben cambiar tambin talesclculos como la presin de circulacin inicial, lapresin final de circulacin y el cuadro o grficode la presin.

El Mtodo del Perforador es una tcnica utilizadapara circular y sacar los fluidos de la formacindel pozo, independientemente de si se controlael pozo o no. A menudo se usa para quitar lassurgencias, descomprimido durante un retorno (trpano

a superficie). El Mtodo del Perforador es sencillo ydirecto. Es importante entender las tcnicas y las ideasque se usan en el Mtodo del Perforador, porque otrosmtodos de control de pozos, incorporan muchos desus principios.

En ciertos casos, sin embargo, el Mtodo delPerforador puede causar presiones algo ms elevadasen la tubera de revestimiento respecto de otrastcnicas adems requiere ms tiempo para ahogar elpozo. Es ideal para ser aplicado durante las maniobras.Una vez que vuelve el fondo, la columna del fluidoanular circula y se quita el influjo. Tambin se usadonde no se necesitan o no estn disponibles los

materiales para incrementar el peso. Adems, se usapara quitar amagos de surgencias de gas, donde lasaltas tasas de migracin pueden causar problemasdurante el pozo cerrado. Tambin se puede usar dondehay recursos limitados de personal y/o equipos. Sinembargo, no se usa a menudo en aquellos pozos dondese anticipa o se espera que habr una prdida decirculacin.

Antes del

ArranqueConectando

la Bomba

Superficie SubmarinaBomba a la Velocidad de la tasa

de control de pozo

Arranque de labomba y presin

en elestrangulador

Una vez que seelige la velocidad

de la tasa decontrol de pozo,

no se debecambiar.

METODO DEL PERFORADOR


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

A continuacin est el procedimiento para elMtodo del Perforador:

1. Cierre el pozo despus del amago.

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

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

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

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

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

hidrosttico.

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

se registran el SIDPP, SICP y la ganancia. Usandolos datos del pozo de la pgina 7-3 y la siguienteinformacin, se explicar el Mtodo del Perforador.

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

La Presin de la tasa de control de pozo is 770 psi

(53.09 bar)

Bomba, 6 16 (152.4mm 406.4mm) duplex

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

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

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

PARAINICARLACIRCULACINHaga que la bomba alcance la velocidad de tasa

de control de pozo (24 spm) a la vez que mantiene

la tubera de revestimiento o contrapresin constante.(O a la presin programada versus la velocidad dela bomba, como es en casos submarinos u hoyosestrechos). Esto mantendr constante la presin en elfondo del hoyo, evitar que fluya el pozo y minimizarlas posibilidades de daos a la formacin. En esteejemplo, despus de que la bomba alcance la velocidadrequerida, se debe ajustar el valor de la tubera derevestimiento a 820 psi (56.54 bar).

LAPRIMERACIRCULACINCuando la bomba est funcionando a la Velocidad

de la tasa de control de pozo y se haya ajustadola presin del tubera de revestimiento con elestrangulador al valor correcto (la misma presinde cuando el pozo estaba cerrado y en los valoresprogramados para hoyos submarinos y estrechos), elpunto del control se cambia al medidor de presin enla tubera de perforacin. En este momento la presinde la tubera de perforacin se llama la Presin deCirculacin (CP), o en otros mtodos se llama Presinde Circulacin Inicial (ICP). Es la combinacin dela SIDPP y la presin de la bomba a esta velocidadreducida. En este ejemplo, la Presin de Circulacines de 1290 psi (88.95 bar).

Velocidad, Stks/min

0

Bomba

Presin de la BombaTubera de perforacin /

Tubera /Standpipe

Presin del EstranguladorTubera de revestimiento /

Cabeza del Pozo

Golpes / Emboladas

Contador de Golpes o Emboladas

0

520 820

Mantenga lapresin de latubera derevestimientoconstante alconectar labomba.

Si mantiene la

presin en el fondodel hoyo se evitaque fluya el pozoa la vez queminimiza lasposibilidades dedaos a laformacin.


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CAPTULO 7

La Presin de Circulacin se mantiene constantepor medio del estrangulador, y la velocidad de labomba se mantiene constante a la Velocidad de latasa de control de pozo hasta que la surgencia hayacirculado y salido del hoyo. Si el amago es gas, quizssea necesario hacer algunos ajustes a la presin paramantener la Presin de Circulacin apropiada. Porlo general, a medida que la surgencia se expande,desplaza el fluido y resulta en una prdida de presinhidrosttica, lo cual es compensada por el incrementoen la presin de la tubera de revestimiento. Si elamago es de pura agua salada o petrleo, es necesariohacer algunos ajustes en la presin.

AJUSTES A LAPRESINA medida que se est circulando la surgencia

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

Si la presin de la tubera de perforacin no escorrecta, debe ser ajustada a su valor correcto. Parahacer esto, determine la cantidad de presin (alta obaja) que se debe corregir. No haga una estimacin. Estpico que los pequeos cambios de menos de 50 psi(3.45 bar) no son tomados en cuenta, a no ser que laspresiones bajas o excesivas sean crticas. La cantidad depresin que se requiere debe ser agregada o restada del

valor de la tubera de revestimiento (contrapresin)Se debe tomar en cuenta el tiempo de retraso para

que este cambio en la presin se refleje enel medidor de la tubera de perforacin.Recuerde que una regla general para estetiempo de retraso es la de esperaraproximadamente dos segundos por cada

mil pies de profundidad del pozo. Muchosfactores afectan el tiempo de retraso, entoncesslo despus de que haya pasado suficientetiempo se debe pensar en hacer otracorreccin si no se ha visto una respuesta.

LASURGENCIA EN LASUPERFICIEEn los amagos de gas, al salir del

pozo , primero la presin de la tubera derevestimiento y luego la presin de la tuberade perforacin (despus de que haya pasadoel tiempo de retraso para los cambios de

un medidor a otro) empezar a disminuir

Una vez que la bomba alcanzala velocidad de circulacinprogramada, se anota la presinde circulacin. Esta es la presinque se debe mantener.

24

22

1290 820


Velocidad, Stks/min

Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Golpes / Emboladas


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Golpes / Emboladas

24

1200

870

Velocidad,Stks/min

Golpes / Emboladas

Si la presin cae por debajo dedonde debera estar, se debe

hacer un ajuste.

Una regla generalpara el tiempo de

atraso es la deesperar aprox-

imadamente dossegundos por cada

mil pies deprofundidad de

pozo.


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7-11


a medida que la surgencia empieza a pasar porel estrangulador. Se debe ajustar rpidamente elestrangulador para que la presinde la tubera derevestimiento vuelva al valor que tena antes de que elgas entrara al estrangulador. Es aconsejable mantenerun registro escrito de la presin de la tubera derevestimiento (casing) como referencia. Despus deque la presin de la tubera de revestimiento vuelveal valor apropiado y despus de que haya pasadosuficiente tiempo para que la presin se estabiliceen todo el sistema, cambie otra vez a la presin delmedidor de la tubera de perforacin (sondeo) y hagalas correcciones necesarias. Cuando el fluido que siguea la surgencia atraviesa por el estrangulador, podrahaber un incremento en la presin de la tubera derevestimiento. De nuevo, ajuste la presin de la tuberade revestimiento o casing al ltimo valor registrado.

UNAVEZ QUE HASALIDO LASURGENCIASi hay que incrementar el peso del fluido despus

de que el amago haya sido circulado y salido, hay dosopciones bsicas. La primera es la de cerrar el pozootra vez. Nuevamente el punto de control es la presinde la tubera de revestimiento mientras que aminorala velocidad de la bomba y se detiene la misma.Debe mantenerse constante a medida que cambia la

velocidad de la bomba. Si se permite que la presin dela tubera de revestimiento se disminuya por debajo dela SICP, podra surgir otro amago (si el pozo estcon un balance por debajo de lo normal). Si seha sacado todo el influjo, la hidrosttica en elespacio anular debera ser igual a la hidrosttica enla sarta de perforacin. Ambas presiones deben seraproximadamente iguales, cerca del valor original de la

1. para los ajustes de presin, determineprimero cunta presin necesita

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

3. deje pasar suficiente tiempo de retrasoy evale la situacin de nuevo

3000


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

24

Cuando el gas empieza a salir porel estrangulador, la presin de latubera de revestimiento empezara cambiar.

(820)

Presin de la Tuberade Revestimiento

Presin de la Tuberade Perforacin

La presin tiene

que subir 100 psi

1

(820-920)



Incrementar la tuberade revestimiento por lacantidad en queest baja

2 La presin de latubera seincrementardespus de quese incrementela presinen la tubera derevestimiento



(920)

3

Si se deja caerla presin de latubera derevestimiento pordebajo de la SICPoriginal, podraaparecer otrasurgencia.


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7-12

CAPTULO 7

SIDPP. Si las presiones no son parecidas, quizshaya entrado otro influjo en el pozo. Asimismo, hay

que controlar los incrementos en la presin. Esto esuna seal de que otro influjo entr al pozo y estmigrando.

La segunda opcin es la de seguir circulando. Sies posible, alniese a una pileta ms pequea paraseguir circulando, mientras se prepara otra pileta conun fluido densificado o de control. Esta tcnica puedeaminorar las posibilidades de que se atasque o aprisionela sarta, al mantener el fluido en movimiento.

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

de Ahogo y 2) Los cantidad de Golpes o Emboladasal Trpano.

Si la presin en el fondo del pozo se mantieneconstante a medida que se bombea el fluido deahogo o de control al trpano, cambia la presin decirculacin. Para determinar qu presin de circulacinhay que mantener, se debera preparar un cuadro decantidad de emboladas de la bomba seleccionada vsla presin. Una vez que el fluido de control llegaal trpano, a partir de ese punto, deber mantenerconstante la presin de circulacin a lo largo del restode la operacin. Por ese motivo, se llama la PresinFinal de Circulacin o FCP.

1. Si se deja caer lapresin de la tubera de

revestimientoabruptamente tambin lo

har la presin de latubera de perforacin /

tubera, luego del tiempode retraso

2. Para evitar que esto

pase, si la presin de latubera de revestimientoempieza a cambiar

rpidamente ajuste elestrangulador.

3. Si usted reaccionaapropiadamente, las

fluctuaciones en lapresin de la tubera de

revestimiento y tubera deperforacin sern

mnimas.

Presin de la Tubera

de Revestimiento

Presin de la Tubera

de Perforacin

Presin de la Tubera

de Revestimiento

Presin de la Tubera

de PerforacinPresin de la Tubera

de Revestimiento

Presin de la Tubera

de Perforacin

Presin de la Tubera

de Revestimiento

Presin de la Tubera

de Perforacin

0

3400

520 520


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

1

2

3

4

Si se va a cerrarel pozo, mantenga

la presin de latubera de

revestimiento por lomenos igual a la

presin original decierre de la tubera

de perforacin /tubera.

Si se mantieneconstante lapresin en el

fondo del pozoa medida que sebombea el fluidode ahogo hacia

el trpano, lapresin decirculacin

cambia.


14/62

7-13


Los clculos para esto se explican ms adelanteen el captulo sobre los Fundamentos para Controlarun Pozo. Pero, en este ejemplo, el fluido de control opesado ser de 13.5 ppg (1618 kg/m) y la presin finalde circulacin (FCP) de 832 psi (57.37 bar). El fluidode control debe prepararse antes de que se inicie lasegunda circulacin.

INICIANDO LASEGUNDACIRCULACINEl procedimiento para arrancar la segunda

circulacin es idntico al procedimiento para arrancar laprimera, con excepcin del valor numrico de la presinque se mantiene en la tubera de revestimiento. Sino ha habido ningn influjo adicional, esencialmentela presin en el anular (SICP) debera ser igual a lapresin de cierre por directa (SIDPP). Un vez que sehaya incrementado el peso del fluido, la circulacindebera empezar de nuevo por mediode mantener la presin de la tubera derevestimiento constante en los valoresprogramados, que en este ejemplo sonde 520 psi (35.85 bar). Cuando labomba est a la Velocidad de latasa de control de pozo (24 spm)

y usted mantiene la presin de la tuberade revestimiento constante, estarempezando a desplazar el fluido mspesado hacia la sarta de perforacin.

Es necesario seguir el cuadropreparado para la presin vs. golpes yhacer los ajustes segn sean requeridos.Esta accin protege contra una surgenciasecundaria mientras que el fluido de

control circula. Si ya hubo un segundoamago, deber mantener las presionescorrectas.

Una segunda opcin es la de mantener la presinen la tubera de revestimiento constante (slo si estseguro de que no hay nada de influjo en el pozo)mientras el fluido de control pesado llega al trpano.En este ejemplo, lleva 905 golpes. La presin dela tubera de perforacin cambiar a medida queel fluido de control desplaza el fluido viejo. Nomantenga la presin de la tubera de perforacinconstante en este momento. Debera estar cambiandodebido a los cambios en la presin por la friccin,

y a los cambios en la presin hidrosttica a medidaque el fluido original es desplazada por el fluido decontrol. Un cuadro preparado para la presin vs. golpe(o volumen) indicar el valor apropiado.

Mantenga la presin dela tubera derevestimiento a medidaque la bomba esconectada.

24

22

520


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad,Stks/min

Golpes / Emboladas

24

905

520832


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad,Stks/min

Golpes / Emboladas

Mantenga la presinapropiada a medida que

el fluido de control esbombeado al trpano.

Un cuadro depresin vs. golpeayudar aproteger contrauna surgencia

secundariamientras estcirculando el fluidode control.


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7-14

CAPTULO 7

ELFLUIDO DE CONTROLDENSIFICADOLLEGAALTRPANO

Luego que la tubera de perforacin se llen delfluido de control pesado (905 golpes), la presin decirculacin deberia haber cambiado gradualmente dela presin de circulacin inicial (comnmente llamadala Presin de Circulacin Inicial, (CPI) a la Presin deCirculacin Final (FCP). En este ejemplo, la presindebera ser de 832 psi (57.37 bar). La circulacin debecontinuar manteniendo la FCP constante hasta queel fluido de control pesado llegue a la superficie.

A medida que el fluido de control se bombeapor el espacio anular, un incremento en la presinhidrosttica hace incrementar la presin de la tuberade perforacin. Se deben hacer los ajustes necesarios alestrangulador para mantener la FCP. Gradualmente,se saca toda la contrapresin a medida que el fluido decontrol (incrementando la presin hidrosttica anular)circula por el espacio anular.

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

algn flujo, empiece a circular de nuevo. El problemapuede ser que el fluido de control pesado no esconsistente en todo el pozo. Podra haber otro amagode reventn en el hoyo o quizs se utiliz un fluidode control insuficiente. Aun cuando el pozo estcontrolado, tenga en cuenta que puede haber algunapresin atrapada bajo el preventor de reventonescerrado, Proteja siempre al personal cuando abre unpreventor de reventones que estuvo cerrado.

REVISIN DELMTODO DELPERFORADORPARACONTROLAR UN POZO

1. El pozo est cerrado.

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

3. Inicie la circulacin manteniendo la presin

de la tubera de revestimiento constante (SICPconstante) hasta que la bomba est en la tasaseleccionada de control de pozo.

4. Cuando la velocidad de la bomba ha alcanzadola tasa de control de pozo, registre la presin dela tubera de perforacin y mantngala constantehaciendo los ajustes necesarios al estrangulador.La presin de la tubera de perforacin deberaser igual a la suma de la SIDPP y la presin de latasa de control de pozo de la bomba.

5. La presin en la tubera de perforacin yla velocidad de la bomba se deben mantenerconstante hasta que la surgencia haya sidocirculada y est fuera del pozo.

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

7. Se prepara un fluido ms pesado y se empiezala circulacin de nuevo. Ya sea, se sigue uncuadro de presin o la presin de la tubera derevestimiento se mantiene constante (suponiendoque no haya ningn inf lujo adicional, hasta que

A medida que el espacio anular se llena con elfluido de control, se nota una tendencia de ajustargradualmente el estrangulador para mantener laspresiones de circulacin correctas. La presin de latubera de revestimiento debera disminuir hasta unvalor insignificante, siempre y cuando que no hayahabido ningn influjo adicional.

24

4200

832


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad,Stks/min

Golpes / Emboladas

0

5400


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad,Stks/min

Golpes / EmboladasQuizs se necesiten ms golpes de los calculados

para obtener un fluido de control consistente enla superficie, despus de lo cual se deben apagarlas bombas, cerrar el pozo y controlarlo para ver si

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

Proteja siempre alpersonal cuando

abre un preventorde reventones

cerrado.


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7-15


la tubera de perforacin est llena del nuevofluido pesado.

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

El Mtodo de Esperar y Pesar es una combinacin

de diferentes ventajas y desventajas inherentes a losmtodos de control de pozo manteniendo constantela presin del fondo (BHP). El Mtodo de Esperar

y Pesar mata la surgencia en el tiempo ms cortoy mantiene los rangos de presiones del pozo y dela superficie ms bajas que cualquier otro mtodo.Necesita de buenas instalaciones de mezclado parapesar el fluido, cuadrillas completas y ayuda adicionalde la supervisin. En la mayora de los equipos deperfor-acin marinos todo esto est disponible, ascomo en las operaciones profundas o geopresurizadasen tierra. Para algunas de las empresas este es elmtodo que prefieren para controlar un pozo.

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

En la prctica real, es raro controlar un pozoen una sola circulacin debido al desplazamientoineficiente del fluido por el espacio anular. Esto es

una realidad con cualquier mtodo que emplee paracontrolar un pozo.

A continuacin estn los procedimientos paraEsperar y Pesar:

1. Se cierra el pozo despus del amago.

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

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

4. Cuando las piletas activas estn densificadas, empiezala circulacin.

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

pozo.

EJEMPLO DE UN PROBLEMANuevamente usaremos el ejemplo de la pgina

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

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

La Presin de la tasa de control de pozo es = 770 psi

(53.09 bar)

Bomba, 6 16 (152.4 mm 406.4 mm) Duplex

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

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

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

Emboladas de Superficie a Trpano = 905 strokes

Emboladas de Trpano a Superficie = 3323 strokes

Emboladas de Superficie a Superficie (Circulacin

completa) = 4228 strokes

0

0

520 820


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad, Stks/min

Golpes / Emboladas

Mantenga la presin dela tubera derevestimiento constantecuando estconectando una bomba.

Es raro controlarun pozo en unasola circulacin

debido aldesplazamientoineficiente delfluido en elespacio anular.

MTODO DE ESPERAR Y PESAR


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7-16

CAPTULO 7

CONECTANDO LABOMBAUna vez que se haya escogido la velocidad de

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

En este ejemplo, la presin de la tubera derevestimiento es de 820 psi (56.54 bar) y se debemantener mientras que la bomba alcanza la velocidadde la tasa de control de pozo.

Si se permite que la presin en la tubera derevestimiento disminuya mientras la bomba alcance la

velocidad, la presin en el fondo del pozo tambincaer. Esto podra resultar en ms influjo del amagode reventn. Si la bomba es conectada y no se abre elestrangulador, o si no se opera con suficiente rapidez,entonces un incremento rpido en la presin puedellevar a fracturas en la formacin o fallas en losequipos del pozo.

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

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

PARAINICIARLACIRCULACINCuando la bomba haya alcanzado la velocidad de

la tasa de control de pozo y se haya ajustado la presinde la tubera de revestimiento con el estrangulador a lamisma presin que tena antes de arrancar la bombael control se cambia a la presin de la tubera deperforacin, que en este momento se llama la Presinde Circulacin Inicial (ICP). Esto es meramente lacombinacin de la SIDPP y la presin de la bombaa esa velocidad. En el ejemplo arriba, la ICP es de1290 psi (88.95 bar).

PROGRAMADE PRESINDurante el cuadro de tiempo o cantidad de golpes

de la bomba que le lleva al fluido de control llenarla tubera de perforacin, la presin de la tuberade perforacin debera disminuir de la Presin deCirculacin Inicial (ICP) a la Presin de CirculacinFinal (FCP).

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

24

22

8201290


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad,Stks/min

Golpes / Emboladas

(820)(732-832)

Presin de la Tubera de Revestimiento

La presin tiene

que subir 100 psi

Presin de la Tubera de Perforacin

D tiempo de retraso suficiente para verificar eajuste por directa, y reevaluar la situacin

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

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

24

1200

832 830


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Golpes / Emboladas

Velocidad,Stks/min

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

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

1

Increase

Casing

by

amount low

(820-920)(650)

Presin de la Tubera

de Revestimiento

Presin de la Tubera

de Perforacin

2

(920)(732-832)



Incrementar latubera derevestimiento por la cantidadque est baja

3

La presin decirculacin inicial

es la combinacinde la SIDPP y la

presin de la

bomba a esavelocidad.


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7-17


Cuando la tubera de perforacin est llena delfluido de control pesado (905 golpes), la presin enel medidor de la tubera de perforacin debera estarmostrando la Presin de Circulacin final (832 psi[57.37 bar]). Mantenga constante esa presin en elmedidor de presin de la tubera de perforacin hastaque el fluido de control pesado haya circulado portodo el pozo y se apaguen las bombas despus de laoperacin de control.

AJUSTES DE PRESINA medida que se est circulando la surgencia,

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

pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectanel tiempo de retraso, entonces slo se debera hacerotra correccin despus de que haya pasado suficientetiempo, si no se nota ningn cambio.

A medida que el gas empieza a salir por elestrangulador, la presin de la tubera de revestimientopodra empezar a cambiar.

LASURGENCIA EN LASUPERFICIEEn los amagos de gas, primero la presin de

la tubera de revestimiento y luego la presin de latubera de perforacin (despus del tiempo de retrasopara los cambios de un medidor a otro) empezarn adisminuir a medida que la surgencia empieze a salirpor el estrangulador. Se debe ajustar rpidamente elestrangulador para hacer que la presin de la tuberade revestimiento vuelva al valor que tena antes deque el gas alcanzara el estrangulador. Es aconsejableguardar un registro escrito de la presin de la tuberade revestimiento como referencia. Despus de que lapresin de la tubera de revestimiento vuelve al valorapropiado, y despus de que haya pasado suficientetiempo para que la presin se estabilice en todo elsistema, el control vuelve al medidor de la tubera deperforacin para las correcciones de presin que seannecesarias. Cuando el lquido que sigue a la surgenciapasa por el estrangulador, empezar a subir la presinde la tubera de revestimiento. Ajuste nuevamente lapresin de la tubera de revestimiento al ltimo valorregistrado para la misma.

En nuestro ejemplo, tratamos de estabilizar lapresin de la tubera de revestimiento a 1200 psi(82.74 bar) para mantener la presin de la tubera de

perforacin en 832 psi (57.37 bar).

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

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

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

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

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

(832)

Presin de la Tubera

de Revestimiento

Presin de la Tubera

de Perforacin

2

(250)

Presin de la Tubera

de Revestimiento

Presin de la Tubera

de Perforacin

3

Presin de la Tubera

de Revestimiento

Presin de la Tubera

de Perforacin

(832)

4

Presin de la Tubera

de Revestimiento

Presin de la Tubera

de Perforacin

(832)

5

24

3000

832 1300


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad,Stks/min

Golpes / Emboladas

1

Cuando el fluido

que sigue a lasurgencia pasapor elestrangulador,empezar a subirla presin en latubera derevestimiento.


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7-18

CAPTULO 7

CONTINE CIRCULANDOUna vez que el amago de reventn est fuera del

pozo, mantenga la Presin de Circulacin Final en832 psi (57.37 bar), hasta que el fluido de controlpesado llegue a la superficie.

VOLVIENDO A CERRARELPOZOSi las presiones de circulacin no han cado por

debajo de los valores programados y la surgencia yano est, entonces se puede volver a cerrar el pozo. Laspresiones de la tubera de perforacin y la tubera derevestimiento deberan estar en cero (observar 15 a20 minutos). si la presin est en cero, el pozo estcontrolado. si no est en cero, empiece a circularnuevamente. El problema podra ser que la densidaddel fluido de control no est consistente en todo elpozo o quizs haya otro amago en el pozo.

A medida que el espacio anular se llena con elfluido de control, se nota una tendencia de ajustar

gradualmente el estrangulador para mantener laspresiones de circulacin correctas. La presin de latubera de revestimiento debera disminuir hasta un

valor insignificante, siempre y cuando no haya habidoun influjo adicional.

Podra requerir ms golpes que aquellos quecircularon para subir un fluido de control consistentea la superficie, despus de lo cual, se deben apagarlas bombas, cerrar el pozo y controlarlo por si se

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

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

REVISIN DELCONTROLDE ESPERARYPESAR

1. Se cierra el pozo despus de una surgencia yse registra la informacin sobre la SIDPP, SICPestabilizadas y el tamao de la surgencia.

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

3. El resto de la hoja de trabajo se completa mientrasque se incrementa la densidad del fluido en laspiletas o fosas activas.

4. Cuando est listo para circular, la bomba se ponea la velocidad de la tasa de control, mientras semantiene la tubera de revestimiento apropiado

(contrapresin) con el estrangulador ajustable.

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

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

7. Si la presin de la tubera de perforacin noes correcta, se debe ajustar a su valor apropiado.

Para hacer esto, determine la cantidad de presin(alta o baja) que se debe corregir. No lo estime.Generalmente no se consideran los pequeoscambios de menos de 50 psi (3,45 bar) a no ser quela presin baja o excesiva sea crtica). Se debe sumaro restar la cantidad de presin que se necesita delvalor de la tubera de revestimiento (contrapresin).Se debera tomar en cuenta el tiempo de retrasopara que este cambio en la presin se ref leje en elmedidor.

Cuando gas o lquido que sigue al gas empieza apasar por el estrangulador, se debe estabilizar la presin

de la tubera de revestimiento en el ltimo valor quefue registrado. Una vez que se estabilizan las presiones,entonces se debe ajustar la presin de la tuberade perforacin (o tubera) y mantenerlo a su valorapropiado hasta que se haya controlado el pozo.

24

4200

832


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad,Stks/min

Golpes / Emboladas

0

5400


Bomba


Tubera / Standpipe


Cabeza del Pozo

Velocidad,Stks/min

Golpes / Emboladas

Tal ves tomara mas emboladas que lascalculadas para tener un fluido de

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

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

probablemente el pozo esta controlado

Cuando usa elmtodo de

esperar y pesar,el primer clculo

debera ser ladensidad del

fluido de control.


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PROBLEMADE EJEMPLONota: El procedimiento delineado abajo es para usar en pozos verticales donde las profundidades medidas son esencialmente las

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

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

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

= (520 10000 0.052) + 12.5

= 13.5 ppg

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

= (13.85 3048 0.0000981) + 1498

= 1618 kg/m

Al Mtodo Concurrente, que involucra pesar elfluido mientras se est en el proceso de circular y sacarel amago del pozo, tambin se le ha llamado el Mtodo

de Circular y Pesar o el Mtodo de Incrementar el PesoLentamente. Es un mtodo primario para controlarpozos con una presin de fondo constante

Para ejecutar el Mtodo Concurrente se requierehacer algo de contabilidad y clculos, mientras esten el proceso de circular y sacar el amago delpozo, porque podran haber densidades diferentese intervalos irregulares en la sarta Dado que hayque hacer algunos de los clculos muy rpidamente,a menudo el personal operativo ha optado por elMtodo del Perforador o el Mtodo de Esperar y Pesar,rechazando el Mtodo Concurrente por ser demasiadocomplicado.

El siguiente dilogo y ejemplos demuestran cmose puede realizar la recoleccin de los datos necesariosy los clculos subsiguientes de manera sencilla .No es una tarea tan grande como para causar unrechazo inmediato para tomar en cuenta del MtodoConcurrente. Normalmente los registros de los datos selleva de manera centralizada en el panel del operadordel estrangulador en el plataforma del equipo deperforacin.

La recoleccin de los datos necesarios resultaser una herramienta muy valiosa en cuanto a ayudarorganizar las operaciones de control y dar confianza alos que estn haciendo el trabajo. En resumen, ellospueden saber qu est pasando y sentir que estncontrolando la situacin. Se necesita registrar doscolumnas de datos, adems de lo que normalmente selleva (es decir, los cambios de presin que se requierena medida que cambia el peso del fluido versus cundolos diferentes fluidos entran a la sarta y llegan eltrpano).

Algunos operadores requieren que los datos parael Mtodo Concurrente se registren aun cuando tienenla intencin de usar el Mtodo del Perforador o elMtodo de Esperar y Pesar. De esta manera, estandolos datos necesarios siempre disponibles, se puederecurrir al Mtodo Concurrente en caso de problemasen el proceso de incrementar el peso del fluidosin tener que cerrar y luego volver a establecer lacirculacin. (Es durante el arranque y el cierre que

es ms probable que ocurran prdidas de circulacino amagos secundarios). Por lo tanto, en vista delas potenciales ventajas ofrecidas por el MtodoConcurrente, se recomienda que se mantengan registrosadecuados durante el proceso de circular y sacarcualquier amago o surgencia. En esta seccin se usauna muestra de la hoja de trabajo y se ofrece comogua.

Algunasoperaciones

requieren que seregistren los datosconcurrentes delmtodo auncuando tengan laintencin de usarotros mtodos.

MTODO CONCURRENTE


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7-20

CAPTULO 7

Ajuste la presinde circulacin de

la tubera de

perforacin de laICP a la FCP a

medida que losfluido ms densos

son bombeados altrpano.

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

= 520 + 770

= 1290 psi

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

= 35.85 + 53.09

= 88.08 bar

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

= 770 x 13.5 12.5

= 832 psi

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

= 53.09 x 1618 1498

= 57.34 barC. El volumen interno de la sarta de perforacin )generalmente se expresa en golpes o emboladas de bombeo).

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

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

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

= 45.8 psi/pt

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

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

= 0.023 bar/10 kg/m

Nota: se puede expresar grficamente el programa de la presin de la tubera de perforacin tal como se muestra.

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

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

4. Manteniendo la presin de la tubera de perforacin a la ICP establecida y la tasa de la bomba tal como en

el Paso 3, empiece a agregar peso a las fosas activas. A medida que cada punto de incremento de peso en elfluido (un punto es igual a una dcima de libra por galn) va entrando a la tubera de perforacin, se le debeinformar al operador del estrangulador. En el formulario de datos se registra el tiempo y el conteo total delos golpes de la bomba junto con el nuevo peso del fluido que entra. El nmero de golpes para que estefluido ms pesado llegue al trpano se calcula (por medio de agregar la capacidad interna total de la sartade perforacin expresada en golpes de la bomba al total del conteo de golpes cuando se empez a ingresarel nuevo peso del f luido) y se registra en la hoja de trabajo. Cuando este fluido ms pesado llega al trpano,se ajusta el estrangulador por la cantidad del Ajuste de Correccin de la Densidad/Presin la cual, en esteejemplo, es 45.8 psi/pt (0.023 bar/10 kg/m).


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5. Los ajustes al estrangulador que se describen enel Paso 4 se repiten a medida que cada puntode incremento en el peso del fluido llega altrpano. Despus de que el ltimo fluido decontrol est en el trpano, la presin de la tuberade perforacin debera estar en la presin que se

calcul para la circulacin final, la cual se debemantener hasta que se haya recobrado el fluidode control pesado en los retornos en la superficie.Estando el pozo lleno del f luido de controlpesado, verifique para ver si el pozo estcontrolado.

Al utilizar el Mtodo Concurrente tal como sedescribe resultar algo de contrapresin adicional porencima de la requerida para equilibrar la presin poralde la formacin. Esto se debe a que no se permiteninguna disminucin en la presin de la tubera deperforacin en tanto el fluido ms pesado alcanza eltrpano. En la mayora de los casos, esto no debera

ser un problema porque slo alcanza 100 psi (6.89bar) o menos. Sin embargo, si se puede incrementarel peso de fluido rpidamente, o en el caso de lospozos profundos, quizs sea deseable controlar la tasadel incremento en el peso del fluido para limitar lacantidad de contrapresin.

En el problema del ejemplo, si todos losincrementos que se requieren en el peso incrementadoestuviesen adentro de la sarta antes de que fuesetiempo de hacer un ajuste en la disminucin de lapresin, el exceso de la contrapresin alcanzara aaproximadamente 275 psi (18.96 bar). Una manerade evitar este exceso de contrapresin sera el de

incrementar el peso slo parcialmente, digamos a 12.8ppg (1534 kg/m), luego mantener el peso que entra a12,8 ppg (1534 kg/m) hasta que pase por el trpano.La presin de circulacin aproximada debera estarentonces a 1.060 psi (73.87 bar) y el exceso de lacontrapresin estara limitado a menos de 100 psi(6.89 bar).

A continuacin se resumen las ventajas delMtodo Concurrente.

w Se puede empezar la circulacin inmediatamentedespus de haber determinado las presionesestabilizadas en la superficie. Esto podramantener libre a la tubera adems de evitar lanecesidad de emplear el Mtodo Volumtrico paraevitar un incremento excesivo en la presin de lasuperficie debido a la migracin de gas que podraocurrir durante el tiempo que se necesita parapesar el fluido de las piletas para el Mtodo deEsperar y Pesar.

w La circulacin puede continuar a lo largo dela operacin de control dado que no se requiereningn perodo de cierre para incrementar elpeso del fluido en las piletas. Esto podra serbeneficioso en aquellos pozos donde la circulacinayuda a mantener la tubera libre y ayuda a evitarque el hoyo se empaque alrededor de la sarta deperforacin.

w No hay ningn apagado ni arranque de bombasprogramados (como lo hay en otros mtodos)reduciendo as la probabilidad de una surgenciasecundaria o el ejercer una contrapresin excesivaque podra resultar en una prdida de circulacin.

1200

1000

1300

1100

800

900

Nuevo Peso del Lodo en ppg

Nuevo Peso del Lodo @ Emboladas

Nuevo Peso del Lodo @ Trpano -

Presin DP - Nuevo Peso del Lodo

12.5

0

905

1290

12.6

50

955

1244

12.7

1198

12.8

290

1195

1153

12.9

1107

13.0

1061

13.1

530

1435

1015

13.2

770

1675

969

13.3

924

13.4

890

1795

878

13.5

1010

1915

832

Presin de

Circulacin

Inicial = 1290

Presin de

Circulacin

Final = 832

Cuadro de presinpara el mtodo

concurrente.

Si usa el mtodo

concurrente,quizs resulte enuna contrapresinadicional porencima de larequerida paraequilibrar laformacin.


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CAPTULO 7

w El Mtodo Concurrente provee un mtodosistemtico para tratar las variaciones en el pesodel fluido, ya sea ms pesado o ms liviano, sininterrumpir la circulacin. Se pueden aplicar estastcnicas en los Mtodos del Perforador o Esperar

y Pesar como una manera de afinar la cantidadde contrapresin que se mantendr, asegurndose

de que no ingrese ningn fluido adicional dela formacin, o que no ocurra ninguna fallaen la formacin. Esto podra ser especialmentebeneficioso en aquellos equipos de perforacinque tienen una capacidad limitada para mezclarfluidos y el incremento en el peso del fluido es de1.0 ppg (119 kg/m) o ms.

EMBOLADAS PRESINDE PRESINDE AJUSTEDE PRESIN FLUIDOENTRADA FLUIDO SALIDA POSICINESTRANGULADOR NIVELDEHORA O VOLUMEN CIRC. TERICA CIRC. ACTUAL +/- PSI @ AJUSTEDEEMBOLADAS PRES. DESPUS PESO / VISCOSIDAD PESO / VISCOSIDAD % ABIERTO PILETAS COMENTARIOS:

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

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

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

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

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

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

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

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

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






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

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

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

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

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

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

Es necesario registrar la informacin en el mtodo concurrente

TUBERADE

REVESTIMIENTO

Hoja de Datos Operativos para el Control de Pozos


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CONSIDERACIONES: DESVIADOS/HORIZONTALES

Las mejoras tecnolgicas en los instrumentos,herramientas y tcnicas han hecho que la perforacinhorizontal sea algo rutinaria en alguna reas. Sinembargo, durante muchos aos para controlar unpozo, a raz de problemas relacionados con ngulospronunciados, los pozos direccionales eran ignoradosen su mayora. Aunque la fsica para el control depozos no cambia, hay algunas consideraciones cuandose tratan los amagos en pozos muy desviados.

Las consideraciones para los mtodos de presinconstante en el fondo, para los pozos con ngulospronunciados son:

w Clculo de la presin de la friccin basados enprofundidades medidas.

w Clculo de la presin hidrosttica basado enprofundidad vertical real.

w Seleccin del mejor mtodo para controlar elpozo.

El Mtodo de Esperar y Pesar utiliza una tabla devalores calculados para predeterminar los cambios enla presin en el medidor de la tubera de perforacina medida que se bombea el fluido de control pesadodesde la superficie hasta el trpano. Estos cambios soncausados principalmente por dos variables.

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

w Presin por friccin adicional (resistencia al f lujo)

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

En un pozo vertical, se requieren algunos clculosbsicos para graficar los valores de presin disminuidos

y los golpes de la bomba cuando se prepara unprograma de presin. Se hacen dos supuestos. Elprimero es que el largo de la columna del Lodo deControl Pesado se incrementa en la misma cantidadpara cada incremento en los golpes de la bomba. Estoes correcto si la sarta no tiene ningn cambio enel dimetro interior (ID) de los tubulares, la tuberade perforacin (TP), las extra-pesadas (HW) y losportamechas (DC). El segundo supuesto es que laaltura vertical real de la columna del fluido de controlpesado incrementa en la misma cantidad para cadaincremento en los golpes de la bomba. Esto es verdadsi el pozo es vertical y el primer supuesto es correcto.

Si se usan las hojas de control de Esperar y Pesarestndares en pozos sumamente desviados, los clculospodran resultar en la imposicin de una contrapresinms elevada de la requerida para equilibrar la presinde la formacin. En algunos casos esto puede llegar

a ser tanto como 500 psi (34.48 bar). En la hojade control de Esperar y Pesar estndar, los clculospredicen la presin de la tubera de presin desde laICP hasta la FCP basado en los golpes de la bomba(el volumen a la profundidad medida), tratando elincremento en la hidrosttica y la friccin comouna simple relacin lineal. Es decir, el cambio en lapresin se mantiene constante para cada incrementode volumen bombeado desde la superficie hasta eltrpano.

Agua

Zona Productiva

MD para Clculos de

Presin por Friccin

TVD para Clculos de

Presin Hidrosttica

Lecho del Mar

Vertical

Direccional

Horizontal

Punto

Horizontal

Punto de

Arranque

Presin de Circulacin Inicial

Presin de Circulacin Final

Presiones de pozos rectos versus pozos con ngulospronunciados

Los clculos enuna hoja decontrol de esperar

y pesar estndarpodra resultar enuna contrapresinms elevada dela requerida paraequilibrar laformacin.


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7-24

CAPTULO 7

En pozos horizontales sumamente desviados sedebe tratar la relacin de la hidrosttica y la friccinpor separado, con la friccin basada en la profundidadmedida y la hidrosttica en la profundidad verticalreal (TVD). Es posible lograr el pleno efecto de lapresin hidrosttica con los varios cientos de golpesque todava quedan para bombear el fluido de controlhasta el trpano (y el incremento resultante en lafriccin). Si esta presin adicional no es aceptable, sedebe usar un programa para compensar por el aspectodireccional del pozo.

El programa de presin para un pozo sumamentedesviado u horizontal slo tendr un programa de

presin lineal en la parte vertical desde la superficiehasta el punto de arranque o KOP. Luego, desde elKOP hasta el trpano, los clculos estn basados enlos datos direccionales (TVD y MD). El programa depresin del pozo horizontal tiene un cambio en lapresin lineal para la seccin vertical, un programapara el radio desde el KOP hasta el horizontal y luegoun cuadro de presin lineal desde el punto horizontalhasta el trpano. Los clculos se hacen complejosusando varios grupos de datos direccionales y largomedidos. A continuacin se encuentran los clculosnecesarios.

Repita el #3 durante varios largos iguales a lo largode la curva de un pozo direccional para graficar culdebera ser la presin de circulacin. (Esto funcionatambin para las profundidades o largos de tubera

vertical, horizontal y en espiral).Quizs note que cuando el largo horizontal es

significativo (es tan largo como/ms largo que la parte

vertical del pozo), que la CPKOP quizs est por debajodel valor FCP y luego se incrementa a la FCP debido aun incremento en la friccin. Esto se debe al incrementoen la presin hidrosttica sobre la TVD, sin agregarlela friccin de la KOP hasta el trpano en la seccinhorizontal.

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

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

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

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

Incremento en Hidrostticapsi/pie = SIDPPpsi TVDpie del pozo

Incremento en Hidrostticabar/m = SIDPPbar TVDm del pozo

O,

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

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

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

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

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

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

En pozoshorizontalessumamente

desviados se

debe tratar larelacin de la

hidrosttica y lafriccin porseparado.


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De este dilogo, surgen algunas preguntas. Sonnecesarios los pasos adicionales? y el Mtodo deEsperar y Pesar es la mejor seleccin? Si la diferencia depresin entre los golpes hasta el punto de arranque enun programa de presin estndar y la presin calculadaen la CPKOP es ms de 100 psi (6.89 bar), entoncesprobablemente est justificado. Si es menos de 100psi (6.89 bar), quizs sea mejor usar slo el mtodoestndar para calcular el programa de presin, a noser que est cerca a la MASP (Mxima Presin deSuperficie Permisible), o quizs tenga complicacionesde prdida de circulacin. Factores tales como eltamao de la surgencia, la MASP y SICP podranindicar que se grafiquen las presiones con exactitud yse adhiera estrictamente a las mismas.

El cuadro de abajo muestra las diferenciassiguiendo una grafica estndar o recta para la presindel pozo (ICP a FEP) versus la presin requerida porlos clculos. En este ejemplo no se requieren clculosespeciales para cambiar la presin desviada cuando el

ngulo promedio es menos de 60 y/o la intensidaddel amago es menos de 1,0 ppg (130 kg/m). Engeneral, mientras ms elevado sea el ngulo y/o elincremento en el fluido de control pesado, mayor esla necesidad por un cuadro de presin detallado paraevitar una sobre presin del pozo.

A continuacin hay un mtodo sencillo paradeterminar la disminucin que se requiere en lapresin para equilibrar o exceder apenas la presinde la formacin mientras bombea el fluido de controldesde la superficie hasta el trpano en un pozodesviado. La solucin grfica que se ofrece en lapgina 143 simplifica lo que de otra manera requeriranumerosos clculos detallados.

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

volumen y los golpes. Luego se puede determinar ladiferencia en la presin.

Una de las principales ventajas del Mtodo deEsperar y Pesar es que en los hoyos rectos resulta enpresiones ms bajas en la superficie anular cuandoel fluido de control pesado sube por el espacio

anular antes de que un influjo de gas llegue ala superficie. Esto resulta en un incremento de lapresin hidrosttica anular y, por lo tanto, requieremenos presin en la superficie (contrapresin enel estrangulador) para equilibrar la presin en laformacin. En los pozos horizontales, o los que

El tamao delamago dereventn, MASP ySICP pueden

indicar que segrafiquen laspresiones conexactitud y seadhieraestrictamente a lasmismas.

COMPARACINDELA MXIMA DISCREPANCIAENLA PRESINVSLA GRFICADE PRESINPARA POZOS RECTOSYCON NGULO PRONUNCIADO

PRESINDE CIRCULACIN CALCULADOA EOB

TVD INTENSIDAD NGULO PROMEDIO MTODODEL POZO MTODODE POZO SIES MTODODEMD A EOB DEL AMAGO ENGRADOS RECTO PTO. A DESVIADO PTO. B POZO RECTO, A - BPIES PIES PPG DEGREES PSI PSI PSI

12000 7654 1.0 60 878 825 535786 1.0 75 804 721 83

3910 1.0 90 738 622 116

7654 2.0 60 1156 1051 105

5786 2.0 75 1008 841 167

3910 2.0 90 876 643 233

7654 3.0 60 1435 1276 159

5786 3.0 75 1212 961 251

3910 3.0 90 1014 659 355

15000 9154 1.0 60 959 900 59

6563 1.0 75 828 757 95

3910 1.0 90 738 583 155

9154 2.0 60 1319 1200 119

6563 2.0 75 1104 914 190

3910 2.0 90 876 635 241

9154 3.0 60 1679 1500 179

6563 3.0 75 1356 1071 285

3910 3.0 90 1054 652 402

LOSCLCULOSUSAN 11,5 PPGPARAELFLUIDOORIGINAL, 3/100 PIESDETASADEINCREMENTOENELNGULO, 2000 PIESA KOP.


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7-26

CAPTULO 7

tienen ngulos sumamente pronunciados, el efectodel incremento en la presin hidrosttica no se lograhasta que el fluido de control empieza a subir porla parte vertical del hoyo, es decir, por encima delPunto Horizontal (HOP). Si el volumen de la sartade perforacin ms el volumen de espacio anular de

la TD hasta el HOP es mayor que el volumen en elespacio anular del HOP hasta la superficie, entoncesel influjo circular y saldr antes de que el fluidoms pesado empiece a controlar el espacio anular, Laspresiones en la superficie ya habrn alcanzado su valorms alto (a igual que en el Mtodo de Perforador).

En este caso, el principal beneficio del Mtodo deEsperar y Pesar es la oportunidad de controlar el pozoen una circulacin. Otros beneficios, tales como unamenor presin en la superficie que en el Mtodo delPerforador, quizs no se pueda realizar plenamente opodra falta por completo. Se debera considerar elMtodo del Perforador como una opcin viable dado

que el fluido de control pesado no est en la partevertical del pozo antes de que el influjo circula y sale.

El Mtodo del Perforador se adapta bien paracontrolar pozos horizontales. Ofrece la sencillez porencima de otros mtodos (especialmente, a la luz deldilogo anterior de cmo calcular el programa delcambio en la presin en el Mtodo de Esperar yPesar). Tambin minimiza el tiempo de cierre y quita elinflujo en menos tiempo que el Mtodo de Esperar yPesar, sin necesidad de seguir ningn cuadro complejode presin.

Independientemente de qu mtodo se usa paracircular y controlar el pozo (E y P, Perforador,

Concurrente) o si se usa la aplicacin del pozodesviado, la ICP y FCP seran iguales. La diferenciaentre los clculos para controlar pozos verticales ypozos desviados/horizontales ocurre entre la ICP yla FCP, estando la mayor discrepancia al final delincremento del ngulo. Los clculos para los pozosdesviados/horizontales sern muy parecidos a laspresiones de circulacin que ocurren durante lasegunda circulacin del Mtodo del Perforador.

Los pozos con ngulos pronunciados y los pozoshorizontales pueden mostrar un comportamientoinesperado despus de que se haya circulado y sacado

el amago de reventn. Un motivo de esto es elderrumbamiento o agrandamiento en las secciones delutita, mientras que las secciones de arena podranestar relativamente en calibre (debido a la costra defluido que se va formando en la cara de las arenaspermeables). Estas secciones de derrumbes irregularespueden resultar en cavidades con acumulacin degas al circular y sacar el influjo. A velocidades decirculacin ms lentas, el gas migra a estas secciones.Una vez que se cree que el pozo est controlado, es

normal abrir los preventores de reventones y circular delfondo hacia arriba para limpiar el pozo. Tpicamente,esto se hace a tasas de circulacin ms elevadas (porejemplo, flujo turbulento). Esto puede proveer untrabajo eficiente de barrera y sacar el gas de lascavidades lavadas. El gas se expandir libremente y

pronto aparecer en la superficie como:w Un incremento en la tasa del retorno del fluido,

en el sensor de flujo.w Un incremento en la fosa, indicado por el PVT.w Fluido severamente cortado con gas.

Obviamente, bajo estas condiciones, se debecerrar el pozo de nuevo y circularlo por el estrangulador

y el separador de fluido-gas. Es posible que este gas seasuficiente para causar otro amago de reventn de laformacin si no se cierra y se controla. Dado que elfluido ya est en el peso de control, se debera usarel Mtodo del Perforador para terminar de circularlo.

Resista la tentacin de incrementar el peso del fluido.Se podra necesitar otra circulacin a tasas de bombeoms elevadas para terminar con la limpieza de cualquiercavidad de gas que quede.

Para controlar los pozos horizontales, hay quetomar en cuenta las diferencias entre la TVD, y la MD

y como la seccin horizontal afectar la deteccin deamagos de reventn y los esfuerzos para controlar elpozo y los clculos, tal como se ilustra arriba. stosincluyen:

w Mientras las formaciones productivas estn expuestas,las capacidades potenciales de flujo se incrementanenormemente. Esto puede resultar en influjos msgrandes, mayores riesgos de prdida de circulacin ycomplicaciones con los equipos de superficie.

w Los amagos o kicks son ms difciles de detectar enla parte horizontal donde primero ocurren. La nicadefensa podra estar en la parte vertical del pozoLas condiciones del pozo deben estar supervisadascada minuto cuando estn en zonas de posiblepresin alta. El perforador tiene que estar alertapara incrementos en la velocidad de penetracin,cambios en la presin de la bomba, etc. La cantidadde influjo puede ser mucho mayor de lo parece enprimera instancia.

w La diferencia entre la SIDPP y la SICP ser mnima,a no ser que el tamao del influjo sea mayor queel volumen horizontal, o si el influjo se extiendea la parte vertical.

w Existe la posibilidad de que la surgencia entre alos puntos dbiles o a las fracturas a lo largo delhoyo horizontal, dando lecturas de presin en lasuperficie que no son confiables. Cuando se cierrael pozo, supervselo para ver si tiene fluctuaciones o

El mtodo delperforador es muy

adecuado paracontrolar los pozos

horizontales.


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una disminucin en la SIDPP o SICP. Es posible quehaya una prdida de circulacin inmediatamentedespus de un amago de reventn y podra llevar aun reventn subterrneo y que la tubera se atasqueen la seccin horizontal.

wEl gas quizs no migre o puede migrar mslentamente en la seccin horizontal que

7 métodos de wc

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