146584891 Workover Well Control Cfpq

Manual de Control de Pozos

Completacin y Reparacin

Re

MANUAL DE CONTROL DE POZOS

COMPLETACIN Y REPARACIN

Direccin: Calle la Florida, C.C Juanico Este Nivel PA, Local 14, 17 y 18, Juanico Maturn Edo Monagas

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Completacin y Reparacin

Advertencia

Esta obra es propiedad de Arturo Vsquez. Y est protegida por Derechos de Autor y/o COPYRIGHT. Est prohibida su reproduccin parcial o total y restringido su uso sin la autorizacin previa por escrito de Arturo Vsquez.

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0416-6811835.

Crditos

Este material fue diseado por el siguiente equipo de trabajo:

Especialista en contenido:

- Arturo Vsquez.

Revisin Tcnica

- Arturo Vsquez.

Especialista en Diagramacin y Diseo Grfico

- T.S.U. Henry Brito.

________________________________________________________________

Cdigo:

Primera Versin, Julio 2009.

CONTENIDO


Unidad I. Principios Fundamentales y Teora de Presiones ............................................ 8

Leccin 1. Principios Fundamentales .................................................................................... 9

Bloque 1. Origen del yacimiento y las presiones de formacin........................................ 10

Bloque 2. Generalidades sobre el comportamiento del gas ................. 13

Leccin 2. Tipos de Presiones ............................................................................................... 19

Bloque 1. Principios bsicos de los tipos de presin Clculos.. ................... 20

Unidad II. Principios Fundamentales Sobre Arremetidas ..................................................... 30

Leccin 1. Definicin y Causas de una Arremetida ................................................................ 31

Bloque 1. Llenado Inadecuado del Pozo. ............... 32

Bloque 2. Densidad insuficiente del Fluido del Trabajo.................. 36

Bloque 3. Presiones de Fluidos Entrampados. ................ 37

Bloque 4. Prdida de Circulacin. .............. 39

Bloque 5. Suabeo del Pozo al sacar la Sarta de Trabajo.. .................. 40

Bloque 6. Fallas Mecnicas en Equipos.. ............... 40

Leccin 2. Seales de Advertencia e Indicadores Reales de Arremetidas .............................. 42

Bloque 1. Seales de Advertencia ............. 43

Bloque 2. Indicadores Reales.. ............ 44

Leccin 3. Respuesta Adecuada a una Arremetida...... ......................................................... 46

Bloque 1. Deteccin Temprana y Reaccin Adecuada ante una Arremetida ................... 47

Unidad III. Equipos de superficie ............................................................................................ 49

Leccin 1. Cabezal de produccin y rbol de Navidad (xmas tree) ........................................ 50

Leccin 2. Equipos y Accesorios.. ........... 55

Bloque 1. Qu equipos utilizar para el cierre de un pozo?........................... ................... 56

Bloque 2. Accesorios usados para el cierre de pozos. ................. 75

Bloque 3. Pruebas (test) de Equipos y accesorios. ................ 88

Unidad IV. Fluidos de Completacin y Reparacin ............................................................... 94

Leccin 1. Control de Presiones ............................................................................................ 95

Bloque 1. Cadas de Presin en el Sistema de Circulacin ............................................... 96

Leccin 2. Caractersticas y tipos de fluidos de trabajo...... ................................................... 97

Bloque 1. Caractersticas de los Fluidos de Trabajo ......................................................... 98

Bloque 2. Tipos de Fluidos de Trabajo ............................................................................ 99

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

Unidad V. Razones para Realizar Completacin y Reparacin de Pozos. ............................ 110

Leccin 1. Completacin de un Pozo .................................................................................. 111

Bloque 1. Tipos de Completacin ................................................................................... 112

Bloque 2. Accesorios y Dispositivos para Completacin de Pozos .................................. 118

Leccin 2. Trabajos de Reacondicionamientos y Reparacin de Pozo (Workover) ............... 133

Bloque 1. Tipos de Reacondicionamientos y/o Reparaciones .......................................... 134

Bloque 2. Tcnicas de Workover-Trabajos Complementarios ......................................... 142

Unidad VI. Tcnicas para Matar (controlar) un Pozo en Produccin .................................... 149

Leccin 1. Objetivos y Tcnicas para el Control de un pozo en produccin .......................... 150

Leccin 2. Tcnicas de Control durante la Ejecucin del trabajo de workover ................... 162

Unidad VII. Procedimientos Utilizados en el Control de Pozos ............................................ 167

Leccin 1. Procedimientos y Normas .................................................................................... 168

Bloque 1. Predeterminacin de Alarmas . ............. 169

Bloque 2. Informacin y parmetros Pre - Establecidos ................ 170

Leccin 2. Procedimientos de Cierre del Pozo. ..................................................................... 173

Bloque 1 Procedimiento de Cierre durante actividades de Circulacin, fresado y limpieza ................................................................................................................................... 175

Bloque 2. Procedimiento de Cierre durante Viajes.. ............................... 177

Bloque 3. Chequeos de Flujo del Pozo. ............................ 182

Bloque 4. Simulacros (drills). ..................... 183

Leccin 3. Operaciones de Forzamiento de Tubera (stripping)....... ..................................... 186

Bloque 1. Consideraciones Generales. ................... 187

Bloque 2. Procedimiento de forzamiento de Tubera sin Migracin y con Migracin del Influjo ...................................................................................................................................... 192

Bloque 3. Tcnicas de Forzamiento de la Tubera ....................... 194

Unidad VIII. Plan de Contingencia en Caso de Arremetida del pozo .................................... 196

Leccin 1. Posicin y Responsabilidades del Personal ........................................................... 197

Bloque 1. Asignaciones, Posiciones y Responsabilidades del Personal............................ 198

Leccin 2. Comunicacin Efectiva y Escenarios de Control del Pozo...... .............................. 202

Unidad IX. Problemas y Complicaciones Durante la operacin de Control del Pozo ........... 205

Leccin 1. Presiones Entrampadas ....................................................................................... 206

Leccin 2. Otras Complicaciones...... .................................................................................... 208

Unidad X. Prueba del Equipo de Completacin .................................................................... 217

Leccin 1. Pruebas de Presin y de Funcionalidad ................................................................ 218

Leccin 2. Instalacin de Anillos, Bridas y Conexiones .......................................................... 222

Apndice A: Especificaciones de Vlvulas VIRs (BOP) .................................................... 225

Apndice B: Frmulas y Variables ............................................................................... 233

Apndice C: Especificaciones, Capacidades y Desplazamientos de Tubing API ................ 239

Apndice D: Simbologa ............................................................................................ 244

Apndice E: Glosario de trminos ............................................................................... 251

Anexo: Hoja para control de arremetidas ..................................................................... 283

Bibliografa ............................................................................................................... 285

MANUAL DE CONTROL DE POZOS

COMPLETACIN Y REPARACIN

Introduccin

Durante el proceso de completacin y/o reparacin de un pozo; son innumerables los problemas y adversidades que pudieran presentarse debido a que el personal est expuesto directamente a los fluidos de la formacin. Por ejemplo en un pozo en produccin se ha perdido el control primario, las presiones de cierre sern mayores; por consiguiente el manejo inadecuado de estas variables, puede conducir a un reventn (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 daos severos a equipos e instalaciones, daos a veces irrecuperables al ecosistema y al propio yacimiento y por ltimo, 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 fenmeno de la arremetida y control de pozos en produccin, sus causas, deteccin temprana y cierre adecuado y a tiempo del pozo. Igualmente en el texto se discuten y analizan los mtodos universalmente aceptados para el control del pozo; as como las tcnicas no convencionales utilizadas con igual propsito.

Es importante destacar que para la consecucin de esta meta es necesario aplicar una buena dosis de sentido comn en la conduccin de las operaciones de completacin y/o reparacin; adems de implantar y cumplir un programa regular de capacitacin en la materia.

Contenido

A continuacin se presentan las unidades que conforman este manual:

Unidades Pgina

Unidad I. Principios Fundamentales y Teora de Presiones 8

Unidad II. Principios Fundamentales Sobre Arremetidas 30

Unidad III. Equipos de Superficie 49

Unidad IV. Fluidos de Completacin y Reparacin 94

Unidad V. Razones para realizar completacin y reparacin de Pozos 110

Unidad VI. Tcnicas para matar (controlar) un pozo en produccin 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 Operacin de Control de Pozos

205

Unidad X. Prueba del Equipo de Completacin 217

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES Y TEORA DE PRESIONES

Introduccin

En la presente unidad se describen ciertos Principios Fundamentales y las diferentes presiones presentes durante la perforacin y/o reparacin de un pozo, as como la relacin entre ellas para la mejor comprensin del fenmeno de arremetida y evitar la entrada de fluidos de la formacin al hoyo.

Contenido

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

Leccin Pgina

1. Principios Fundamentales 9

2. Tipos de presiones 19

PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Introduccin

En esta leccin se enfocan diferentes temas y definiciones que son indispensables para entender a cabalidad el fenmeno de las arremetidas y que van desde el origen mismo del yacimiento y las presiones de formacin; as como el comportamiento del gas y otros tpicos relacionados con la materia tratada.

Contenido

A continuacin se mencionan los bloques de conocimientos que conforma esta leccin:

Bloque de Conocimiento Pgina

1. Origen del yacimiento y las presiones de formacin 10

2. Generalidades sobre el comportamiento del gas 13

Manual de Control de Pozos Completacin y Reparacin

10

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1

ORIGEN DEL YACIMIENTO Y LAS PRESIONES DE FORMACIN

Fundamentacin

Geologa

Es la ciencia que tiene por objeto el estudio de los materiales que componen el globo terrqueo; sus orgenes, naturaleza y evolucin.

Litologa

Rama auxiliar de la Geologa que estudia la composicin de los diferentes estratos o formaciones geolgicas presentes en la envoltura slida del globo terrestre.

Figura N 1-1


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Fundamentacin (Viene)

Yacimiento Petrolfero

Es una unidad geolgica de volumen limitado, poroso y permeable con la potencialidad de acumular hidrocarburos lquidos y/o gaseosos.

Por otra parte se ha establecido que los yacimientos tienen origen orgnico y que para que exista una acumulacin de petrleo y/o gas, se precisan de ciertas condiciones entre las que destacan:

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

Ocurrencia en el tiempo geolgico de procesos rpidos de sedimentacin que permitan el adecuado enterramiento del material orgnico.

Presencia de una estructura geolgica capaz de albergar durante miles de millones de aos estos elementos orgnicos que posteriormente se convertirn en petrleo y/o gas. Estas trampas de hidrocarburos generalmente son de tipo estratigrfico (lentes de arena, arrecifes) y estructurales (anticlinales, domos de sal).

Figura N 1-2 Yacimiento Tipo estratigrfico


12

Figura N 1-3 Yacimiento Tipo Estructural


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Fundamentacin (Viene)

Origen de las presiones del yacimiento o formacin

La comprensin de este asunto en su justa dimensin: requiere el anlisis y entendimiento de ciertos fenmenos ocurridos en las diferentes eras geolgicas por las que ha pasado el planeta Tierra; entre los que destacan principalmente.

Deposicin: Una vez que el material orgnico arrastrado por los ros hacia el mar supera la fase de suspensin; comienzan a depositarse y se constituyen en sedimentos poco consolidados y de alta porosidad y permeabilidad. Estas caractersticas favorecen la existencia de canales de comunicacin entre el fondo y la superficie; de tal manera que la presin de formacin existente sea igual a la presin hidrosttica de la columna de agua salada.

Compactacin: Esto sucede a medida que transcurre el tiempo geolgico 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 compactacin. A medida que la sobrecarga aumenta debido a la profundidad de enterramiento, y el espacio intergranular se reduce y se produce la expulsin de agua desde el espacio poroso; sin embargo la comunicacin puede mantenerse, y las presiones de formacin as generadas son consideradas presiones normales. Cuando por alguna razn geolgica, la comunicacin hidrulica con la superficie se interrumpe, entonces es muy probable que en esa zona se desarrollen altas presiones que son denominadas presiones anormales.

En la grfica se muestra el comportamiento tpico de las presiones de formacin en cuencas productoras de hidrocarburos.


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Figura N 1-4 Yacimiento Tipo Estructural


GENERALIDADES SOBRE EL COMPORTAMIENTO DEL GAS

Aspectos Principales

Introduccin

Para la correcta interpretacin 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 presin a la cual se encuentran sometidos; as tenemos que si la presin se incrementa, el volumen se reduce.

Densidad

Los gases poseen densidades relativamente bajas comparadas con las del fluidos de perforacin, razn por la cual cuando se produce un influjo de gas, este generalmente migra hacia la superficie a una velocidad que depender entre otros parmetros de la densidad del lodo de perforacin, es decir, mientras ms pesado sea el lodo menor ser la velocidad de migracin del gas. La densidad de los gases es difcil de determinar a priori, sin embargo conociendo la composicin del gas o la mezcla de gases se puede establecer a nivel de laboratorio la densidad de los mismos. En general para efectos de clculos se utiliza un valor de gravedad especifica relativa entre 0,6 0,7 (Aire = 0,1).


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Migracin del Gas

Cabe sealar que un lodo pesado y adems viscoso afecta seriamente la migracin 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 circulacin el gas se mover rpidamente hacia arriba expandindose abruptamente; lo que pudiera provocar ciertos inconvenientes durante la operacin de control. Por otra parte, se debe poner especial atencin cuando se cierra el pozo despus 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 presin de formacin que pudiera causar daos en los equipos de superficie y en algunos casos, producir o generar reventones subterrneos.

Aspectos Principales (Viene)

Relacin volumen/presin

Otras consideraciones a tener en cuenta es que la relacin volumen/presin 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 presin, el volumen se reducir aproximadamente a la mitad de su valor original.

Ley General de los Gases

Tomando en consideracin las leyes de Boyle Mariotte, Charles-Gay Lussac y Dalton, esta ley puede expresarse de acuerdo a la siguiente frmula:

22

22

11

11

TZ

VP

TZ

VP (I)

Donde, Z es el factor de compresibilidad del gas o mezcla de gases. Cabe sealar que este factor Z es el que marca la diferencia entre lo que es considerado como gas real o gas ideal. As tenemos que un gas con comportamiento ideal; el valor de Z ser siempre la unidad (Z=1), mientras que los gases nobles (nitrgeno, argn, nen, etc.) tendrn un

valor de Z diferente a la unidad (Z1). Ahora bien; si tomamos en consideracin lo antes


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expresado y si adems despreciamos el efecto de temperatura, la ecuacin I para gases ideales puede ser expresada as:

2211 VPVP (II) Donde:

P1 ; V1 : Presin y Volumen Originales

P2 ; V2 : Presin 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; estn ntimamente ligados al movimiento, atraccin y espacio entre las molculas del gas, de acuerdo a las condiciones de presin, temperatura y volumen que se apliquen. As por ejemplo, a bajas temperaturas el movimiento de las molculas se reduce y a altas presiones o volmenes reducidos, el espacio intermolecular disminuye y la atraccin entre las molculas se acelera; produciendo cambios de estado en los gases, los cuales se alcanzan a ciertas condiciones de presin, temperatura y volmenes denominados por Van Der Wals como puntos crticos.


Comportamiento del gas en el pozo

Para todo efecto prctico, existen tres situaciones que pudieran presentarse y que deben ser consideradas:

No se permite la expansin del gas.

La expansin del gas ocurre sin control.

Se controla la expansin del gas.

No se permite la expansin 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 est lleno con lodo de 10 lpg. Asuma igualmente que la capacidad del hoyo es de 0.05 bls/pie, y que la presin de la formacin es de 6000 lppc. Se cierra el pozo, y se observa una presin en superficie de 250 lppc. Etapa II; el gas migra hacia la superficie sin que se permita su expansin, por lo tanto el volumen a 5000 pie sigue siendo 10 bls; pero la presin del gas en el tope de la burbuja es de 6000 lppc de acuerdo a la Ley de gases; y la presin en el fondo del pozo es de 8600 lppc; mientras que la presin en superficie aumente hasta 3500 lppc. Etapa III; cuando el gas alcanza la superficie, la burbuja mantiene la presin de 6000 lppc, el volumen sigue siendo de 10


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bls; pero la presin en el fondo del pozo habr aumentado hasta 11.100 lppc aproximadamente.

Figura N 1-5


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La expansin del gas ocurre sin control

Para analizar esta situacin 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); aqu el volumen del gas ser aproximadamente el doble del volumen original; es decir 10 barriles. La presin en superficie es la presin atmosfrica; pero la presin en el fondo comienza a disminuir para situarse en aproximadamente 5100 lppc. Cuando la burbuja alcance 2500 antes de la superficie, su volumen ser aproximadamente de 20 bls y la presin en el fondo estar alrededor de 5000 psi; y muy probablemente otro influjo estar entrando al hoyo. Para el momento en que el gas llegue a la superficie, su volumen habr alcanzado los 1730 bls aproximadamente. La presin en el fondo es difcil de estimar; pero ciertamente un nuevo influjo se estar produciendo.

Figura N 1-6


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Se controla la expansin del gas

Esto se logra cuando se circula una burbuja, manteniendo la presin en el fondo del pozo igual o ligeramente superior a la presin de la formacin. Al aplicar una adecuada contrapresin a travs del estrangulador (choke) y sumando la presin ejercida por el gas, mas la presin hidrosttica de los fluidos en el hoyo; se consigue una presin de fondo que resulta igual a la presin de la formacin.

Este es el principio en que se basan los mtodos convencionales de control de pozos; es decir el mtodo del perforador, Ingeniero y concurrente; con lo cual se logra una expansin moderada del gas, se eliminan las presiones de su superficie y se evita que un nuevo influjo entre al hoyo.

Figura N 1-7


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Solubilidad de los gases en el lodo de perforacin

Esta propiedad que presentan los gases de permanecer en solucin con el fluido de perforacin debe ser concienzudamente analizada por el personal responsable de la perforacin, 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 pequeos volmenes, a veces es muy difcil detectarlas en superficie puesto que no hay incremento sustancial de flujo en la lnea de retorno ni de ganancia en los tanques. Sin embargo, a medida que el gas en solucin 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 tambin que al detectarse un influjo y se procede a cerrar el pozo; observndose pequeas diferencias en las magnitudes de las presiones de cierre en la tubera, 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 solucin del gas en el lodo, el gas se expande rpidamente y la presin anular alcanza valores elevados. Esto ha conducido a que la mayora de los contratistas de perforacin 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 capacitacin de la cuadrilla en lo concerniente al comportamiento del gas durante la perforacin del hoyo es una pieza fundamental para responder adecuadamente a las situaciones de arremetida del pozo.

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TIPOS DE PRESIONES

Introduccin

El proceso de construccin y/o reparacin de un pozo; precisa entre otros aspectos de acciones permanentes para mantener un adecuado control de las presiones encontradas. En este tema se discutirn los fundamentos tericos de los distintos tipos de presiones, a fin de establecer pautas que faciliten la comprensin del mecanismo de ocurrencia de los fenmenos de arremetida y reventn.

Contenido

A continuacin se menciona el bloque de conocimiento que conforma esta leccin:


1. Principios bsicos de los tipos de presin Clculos 20


22


PRINCIPIOS BSICOS DE LOS TIPOS DE PRESIN CLCULOS

Presin

Introduccin

El fenmeno de la arremetida del pozo ocurre fundamentalmente por un desequilibrio entre los diferentes tipos de presiones que estn en juego durante la construccin 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 perforacin y/o reparacin de un pozo.

Definicin

Presin es el valor resultante al aplicar una fuerza sobre un rea determinada.

Figura N 1-1

Expresin matemtica

Seguidamente la ecuacin matemtica que representa el clculo de presin:

A

FP

Donde:

P = presin (Sistema internacional: Kg-f/cm2) (Sistema britnico: lb-f/pulg2).

F = fuerza aplicada (unidad de fuerza Kg-f lb-f).


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A = rea especificada (unidad de superficie cm2 pulg2).


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Presin (Viene)

Tipos de presiones

Durante el proceso de construccin y/o reparacin de un pozo se pueden encontrar los tipos de presiones siguientes:

Presin hidrosttica.

Presin de formacin.

Presin de sobrecarga.

Presin de fractura.

Presin de circulacin.

Presin hidrosttica (Ph)

Definicin

Es la presin ejercida por una columna de fluido esttica de densidad D y de altura h.

Figura N 1-2

Conceptos bsicos

A continuacin se definen algunos conceptos que son esenciales para una mejor comprensin del efecto fsico de la presin hidrosttica y su respectiva formulacin matemtica:

Densidad.

Gradiente de Presin.

Gravedad Especfica (G.E.).

Profundidad vertical verdadera (Pvv).


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Presin hidrosttica (Viene)

Densidad o Peso

Es la relacin de masa por unidad de volumen. Sin embargo, para efectos prcticos los trminos masa y peso se pueden utilizar indistintamente. Luego la densidad o peso de un fluido de perforacin expresado por ejemplo en libras por galn (Lpg) sera:

Gradiente de Presin

Se expresa como la variacin de presin por unidad de profundidad. De esta manera se puede hablar entonces de:

Gradiente de presin hidrosttica.

Gradiente de presin de formacin.

Gradiente de presin de sobrecarga.

Gradiente de presin de fractura.

Gravedad Especfica (G.E.)

Se expresa como el cociente entre la densidad de la sustancia y la densidad del agua fresca o dulce. La expresin matemtica correspondiente sera:

D.A.F

Df G.E.

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 consideracin la profundidad medida y el ngulo de inclinacin del pozo.

La comprensin de este concepto es fundamental para los efectos del clculo de la presin hidrosttica, analizando la figura.


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Contina


28


Profundidad vertical verdadera (Pvv) (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 orientacin de la trayectoria del pozo, sino que es siempre un vector vertical; lo cual implica que para calcular la presin hidrosttica en pozos direccionales se debe utilizar la profundidad vertical verdadera; que en este caso particular es de 10.000.

Ecuacin general de la presin hidrosttica

La frmula general utilizada para el clculo de la presin hidrosttica se expresa as:

Pvv x D x K Ph L

Donde:

Ph = Presin hidrosttica (lbs/pulg2); lppc.

K = Constante de conversin.

DL = Densidad del fluido de trabajo lbs/gal (lpg) lbs/pie3 (lpc).

Pvv = Profundidad vertical verdadera (pies).

En funcin 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 DL x Pvv


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Proporcionalidad entre Presin hidrosttica (Ph) y sus variables

Se puede constatar en la ecuacin general para el clculo de la presin hidrosttica una proporcionalidad directa entre las variables densidad (DL) y profundidad vertical verdadera (Pvv).

S se conserva el mismo valor de la densidad del fluido, la presin hidrosttica se incrementar a medida que se avanza en la profundizacin del hoyo. De igual manera; si se incrementa la densidad del fluido, el valor de la presin hidrosttica tambin aumentar.

Gradiente de presin hidrosttica

Es la variacin de la presin hidrosttica derivada del fluido de trabajo; por unidad de profundidad. Este valor se puede calcular mediante la siguiente relacin:

( lppc)L( lpg)LD x 0,0069 D x 0,052

Pvv

Ph Gh

Ejercicios de clculo

Ejemplo 1:

Calcular el gradiente de presin hidrosttica de un fluido de trabajo de 12 lpg de densidad.

Solucin: Gh = 0,052 x DL.

Gh = 0,052 x 12.

Gh = 0.624 lppc/pie.

Ejemplo 2:

Se planifica la intervencin de un pozo a la profundidad de 12.550 pies (Pvv) utilizando un fluido cuya gravedad especfica es de 1,5. Calcular la presin hidrosttica en el fondo del pozo.

Solucin: Ph = 0,052 x DL x Pvv

En primer trmino se calcular 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 presin hidrosttica as:

Ph = 0,052 x 12.5 x 12.550.


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Ph = 8157.5 lppc.


32


Ejercicios de clculo (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 de produccin ubicada a.

Profundidad medida (Pm) = 16750'.

Profundidad vertical verdadera (Pvv) = 15970'.

Densidad del fluido de trabajo = 150 lbs/pie3.

Calcular la presin hidrosttica en el tope de la empacadura.

Ph = 0,0069 x DL x Pvv.

Ph = 0,0069 x 150 x 15970.

Ph = 16529 lppc psi

Presin de formacin (Py)

Definicin

Es la presin a la cual se encuentran los fluidos confinados dentro del espacio poroso de una formacin o roca.

Esta presin es el resultado de los esfuerzos de sobrecarga ejercidos por las capas suprayacentes a la formacin considerada, tanto en la matriz (granos) como en los fluidos dentro de los poros.


33

Presin de formacin (Py) (Viene)

Clasificacin

De acuerdo con el valor del gradiente de presin las formaciones pueden clasificarse en normales, anormales y subnormales.

Formaciones de presin normal

Son aquellas formaciones cuya presin es similar a la generada por una columna de fluido nativo cuyo gradiente de presin vara entre 0.433 lppc/pie y 0.465 lppc/pie. Este rango de valores puede variar segn la regin y edad geolgica considerada.

Es conveniente sealar que en zonas geolgicas 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 compactacin generada.

Formaciones de presin anormal

Son aquellas formaciones con gradiente de presin superiores a 0.465 lppc/pie. Esto en general ocurre cuando debido a movimientos tectnicos o algn otro fenmeno geolgico; el movimiento de los fluidos a travs de los poros se ve restringido o completamente interrumpido, lo cual produce una presurizacin anormal de estos fluidos debido que el esfuerzo de sobrecarga es soportado en mayor proporcin por los fluidos porales que por los granos de la matriz rocosa.

Ocurre tambin en numerosas cuencas sedimentarias del mundo; que formaciones profundas con presiones de poros considerados normales, son desplazadas hacia arriba por efecto de mecanismos geolgicos, conservando su presin de poro original; convirtindose as 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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Formaciones de presin subnormal

Si el valor del gradiente de presin de una determinada formacin cae por debajo del gradiente del agua fresca; es decir inferior a 0.433 lppc/pie, se estar en presencia de una zona de presin subnormal.

Este fenmeno puede ocurrir principalmente debido a que por alguna razn el esfuerzo de sobrecarga se haga prcticamente nulo. Tambin la depletacin de los fluidos originales de la formacin por efectos de evaporacin y dilucin; puede generar gradientes subnormales.

Conversin de Presin de Formacin a Densidad de Lodo Equivalente

Ejemplo de Clculo

Datos:

Py: 4750 lppc.

Pvv: 8950 pies.

Anlisis:

Para balancear esta presin de formacin a la profundidad indicada debe asumirse que a esa profundidad la presin hidrosttica es igual a la presin de formacin, es decir:

Ph = Py = 0,052 x x Pvv ; Entonces

vvxP

Py

052,0 ; Finalmente

10,20lpg0,052x8950

4750


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Tcnicas de deteccin de presiones anormales

La presencia de formaciones con gradientes de presin anormales constituye un elemento que afecta directamente el proceso de construccin de un pozo petrolero; para tal fin se clasifican las tcnicas de deteccin e indicadores de presiones anormales, bajo la perspectiva de antes, durante y despus del mencionado proceso.

Gradiente de Presin de Formacin

Este parmetro representa la variacin de la presin de formacin (Py) con respecto a la profundidad. Luego la expresin matemtica para el clculo del mismo sera:

Pvv

PyGPy (lppc/pie)

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

Proceso de construccin del pozo Tcnicas de deteccin

Antes de la construccin del pozo Anlisis e interpretacin de datos smicos y uso de correlaciones empricas.

Durante la construccin del pozo Registros de tasas de penetracin vs. Profundidad.

Tcnica del exponente d y del exponente d corregido (dc).

Tcnica basada en el procesamiento de datos de salinidad, temperatura y densidad del fluido de perforacin.

Registro de densidad de lutita vs. Profundidad.

Despus de la construccin del pozo Mtodo basado en la porosidad de las lutitas.

Uso del registro snico y las correlaciones de Hottman y Johnson, Eaton, y Mathews y Kelly.

Uso de los registros de resistividad y


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conductividad y correlaciones empricas.

Arremetida y reventn

Arremetida

Es un flujo de fluidos desde la formacin hacia el hoyo, debido a que por alguna razn la presin hidrosttica en el pozo en construccin; se hizo menor a la presin de poros. La arremetida es un fenmeno controlable.

Reventn

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


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PRINCIPIOS FUNDAMENTALES SOBRE ARREMETIDAS

Introduccin

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 completacin, reparacin y reacondicionamiento de pozos (Workovers).

Contenido

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

Leccin Pgina

1. Definicin y causas de una Arremetida 31

2. Seales de Advertencia e Indicadores Reales de Arremetidas

42

3. Deteccin de Arremetidas y respuesta temprana al evento

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DEFINICIN Y CAUSAS DE UNA ARREMETIDA

Introduccin

Cuando la presin hidrosttica ejercida por el fluido de trabajo en una operacin de completacin y/o reparacin de un pozo es menor a la presin de la formacin abierta; el resultado es que los fluidos de la formacin entrarn al rea de drenaje del pozo y tratarn de alcanzar la superficie; este fenmeno se conoce como una arremetida del pozo. Es conveniente sealar que una arremetida no ocurre fortuitamente sino que su materializacin en la mayora de los casos, es una sucesin de hechos y condiciones que favorecen la migracin de fluidos desde la formacin hacia el pozo. A fin de tomar las medidas y precauciones pertinentes para minimizar la ocurrencia de este fenmeno; en esta leccin se discuten y analizan las diferentes causas que pueden provocar una arremetida.

Contenido

A continuacin se mencionan los bloques de conocimientos que conforman esta leccin.


1. Llenado Inadecuado del Pozo 32

2. Densidad insuficiente del Fluido del Trabajo 36

3. Presiones de Fluidos Entrampados 37

4. Prdida de Circulacin 39

5. Suabeo del Pozo al sacar la Sarta de Trabajo 40

6. Fallas Mecnicas en Equipos 40


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LLENADO INADECUADO DEL POZO

Llenado Inadecuado del Pozo

Descripcin

Al sacar la sarta de trabajo (Tubing String), por razones de ndole operacional, el nivel del fluido en el pozo disminuye a medida que se extrae la tubera. Esto se debe, al volumen de metal que representan los tubos extrados. En consecuencia si el nivel del fluido en el pozo disminuye, la presin hidrosttica tambin disminuye; y si no se devuelve al pozo el volumen de fluido de trabajo equivalente al volumen de acero extrado, es probable que se alcance un punto en el cual la presin hidrosttica generada por la columna de fluidos sea insuficiente para contener la presin de los fluidos de la formacin, y se produzca una arremetida.

Importante

Cabe sealar, que debido a fallas en mantener el pozo lleno durante viajes de tuberas; se producen anualmente un significativo porcentaje de arremetidas y reventones a nivel mundial.

Si se conocen las especificaciones tcnicas de los tubulares que conforman la sarta de trabajo, resulta muy sencillo calcular el volumen desplazado por metal cuando se saca la tubera; por lo tanto, se puede establecer a nivel de taladro un nmero determinado de parejas a ser extradas, a partir del cual se debe llenar el pozo con el volumen de salmuera que signifiquen ese determinado nmero de parejas. (Ver la siguiente tabla de Desplazamiento y Capacidad de la Tubera de trabajo).

Tabla de desplazamiento y capacidad de la tubera Eductora (Tubing)

La mayora de las operadoras tienen por norma llenar la tubera Eductora cada diez (10) parejas cuando se realizan trabajos de completacin y/o reparacin. Como regla general; no se debe permitir que la prdida de presin hidrosttica supere 75 lppc.


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Contina


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Llenado Inadecuado del Pozo (Viene)

Tabla de desplazamiento y capacidad de la tubera Eductora (tubing) (Viene)

Nota: Otras tablas de tubera tubing se muestran en Apndice C

Ejemplo de Clculo

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 reduccin de presin hidrosttica que ocurre cuando se sacan diez (10) parejas de tubera Eductora sin llenar el pozo

Solucin:

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

Reduccin de presin hidrosttica = 0.052 x 9.7 x 96.6 = 48.7psi

Cmo 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 ms precisa de llenar el pozo. La operacin 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 har desde el tanque de viaje calibrado utilizando una pequea bomba; luego de haber sacado un determinado nmero de parejas.

Contina


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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 succin hasta el hoyo, luego de extraer un determinado nmero de parejas. La exactitud del clculo, depende de la precisin del valor usado para la eficiencia volumtrica de la bomba al evaluar la capacidad de la misma en barriles/emboladas.

Evaluacin del llenado del Pozo

La manera ms prctica de controlar y evaluar la eficiencia de este parmetro, es llevando una estricta contabilidad de los volmenes de fluido equivalentes a las respectivas masas de metal extradas y compararlas con los volmenes reales bombeados al pozo; los cuales deberan ser iguales para mantener el pozo completamente lleno. Para la contabilizacin de los respectivos volmenes se debe utilizar una tabla de control de viajes. (Ver siguiente Tabla).

Evaluacin del llenado del pozo (Viene)

Parejas Sacadas Teor. 10 Parejas vol.: _______ bls.

Acumulado bls DESP (bls) ACUM (bls) Observaciones

Ver Total


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Lo cual facilita la rpida deteccin de cualquier discrepancia o diferencia entre el volumen terico 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 debera 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 disminucin del nivel de fluido en el pozo, lo que a su vez causa un efecto de disminucin de presin hidrosttica; lo cual podra traer como consecuencia un desbalance hidrosttico entre la presin de la columna de fluido y la presin de la formacin, provocando una arremetida del pozo.


DENSIDAD INSUFICIENTE DEL FLUIDO DE TRABAJO

Densidad insuficiente del fluido de trabajo

Descripcin

Para mantener bajo control un pozo en curso de completacin, reparacin o rehabilitacin, se debe asegurar que la presin hidrosttica proporcionada por el fluido de trabajo, sea suficiente para contrarrestar la presin de la formacin expuesta, y generar un adecuado sobrebalance hidrosttico (P).

Anlisis y conclusin

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 presin de la formacin abierta.

El anlisis de esta situacin indica que el manejo inapropiado de los fluidos a nivel de superficie (tanque o batera de tanques) del sistema de circulacin, constituye un factor determinante en la disminucin no programada de la densidad del fluido de trabajo.


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Causas que inciden en la reduccin de la densidad del fluido de trabajo

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

Las operaciones de dilucin con agua de las salmueras o fluido de trabajo realizado sin supervisin rigurosa de la cuadrilla que ejecuta el trabajo; puede causar drstica reduccin en la densidad del fluido.

Otra causa de reduccin 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 originndose una reduccin 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 clculos errneos en el valor apropiado de la densidad del fluido del trabajo.

Otro parmetro a considerar en trabajo de completacin reparacin de pozos es la temperatura de fondo de la formacin expuesta; lo cual causa una reduccin de la densidad de fluido del trabajo, que debe ser compensada para evitar que se produzca un influjo del pozo.


PRESIONES DE FLUIDOS ENTRAMPADOS

Presiones de Fluidos Entrampados

Descripcin

Las actividades de completacin y reparacin de pozos conllevan a realizar operaciones de pruebas de produccin, remplazos de las sartas de produccin, remplazos de empacaduras, etc. Lo cual se traduce a menudo en que los fluidos de la formacin puedan quedar entrampados dentro o por debajo de las herramientas y equipos utilizados para realizar las tareas de rehabilitacin del pozo.

Zonas de Presiones de Fluidos Entrampados

La sarta de produccin (tubera 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 asfltenos. Otro ejemplo seria las presiones que se encuentran por debajo de un tapn 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 produccin (ver ilustracin).

Posible Zona de Presiones Entrampadas

Una tercera zona donde comnmente 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 produccin del pozo donde se planifica realizar un trabajo. Especial atencin se debe dedicar a la data relativa a las presiones de fondo de los intervalos productores, a fin de disear las densidades apropiadas de los fluidos de trabajo a utilizar.


PRDIDA DE CIRCULACIN

Prdida de Circulacin

Descripcin

Otra potencial causa de arremetida del pozo, lo constituye la perdida de circulacin que pudiera ocurrir durante la ejecucin de trabajos de completacin reparacin en el mismo. Esta prdida de fluidos, dependiendo de su severidad podra conllevar a un desbalance hidrosttico y por ende a la ocurrencia de una arremetida del pozo. Estas prdidas de circulacin se generan principalmente por:

Utilizacin de fluidos de trabajo de densidad excesiva que generen un gradiente de presin superior al gradiente de fractura de la formacin abierta o expuesta.

Fractura de la formacin abierta provocada al bajar la sarta de trabajo demasiado rpido producindose presiones en el fondo que exceden el lmite de resistencia de la zona expuesta.

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


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SUABEO DEL POZO AL SACAR LA SARTA DE TRABAJO

Suabeo del Pozo al sacar la Sarta de Trabajo

Descripcin

Al realizar las maniobras de sacar la tubera desde el fondo, debe hacerse nfasis en respetar la velocidad recomendada en el programa de trabajo. Si esta velocidad es excedida, lo ms probable es que se produzca un desbalance hidrosttico en el fondo y los fluidos de la formacin entren al pozo. Esta situacin, si no es detectada oportunamente puede provocar serios inconvenientes, puesto que el influjo manifestara y alcanzar su mximo volumen en las proximidades de la superficie, complicando las operaciones de control del pozo.

Una de las vas de minimizar la ocurrencia de este fenmeno, es monitorear continuamente el viaje verificando el llenando correcto del pozo. Particular atencin se debe prestar a los viajes cuando en la sarta estn presentes elementos de gran dimetro tales como empacaduras, raspadores, etc.

Otro aspecto que debe ser monitoreado con atencin se refiere a las propiedades reologicas exhibidas por el fluido de trabajo en especial la viscosidad, el punto cedente y la relacin de geles.


FALLAS MECNICAS EN EQUIPOS

Fallas Mecnicas en Equipos

Descripcin

Anlisis estadsticos recientes, han puesto en evidencia que alrededor de 25% de las arremetidas/reventones ocurridas durante operaciones de completacin reparacin de pozos; han tenido su origen en fallas mecnicas de los equipos de superficie (rbol de navidad, flanges, BOP's, conexiones, etc) y/o en los equipos de fondo (tubing, casing, vlvulas de fondo, etc).


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Tomando en consideracin lo antes expuesto; se hace imperativo por parte de los equipos de trabajo a nivel de Ingeniera y Operaciones, realizar una adecuada seleccin de los equipos a ser instalados, haciendo nfasis en las pruebas peridicas a fin de detectar fugas o cualquier otra anomala en estos equipos.

Otro detalle importante a tomar en cuenta para minimizar la ocurrencia de eventos no deseados es revisar peridicamente el estado mecnico de los accesorios y equipos que conforman las sartas de completacin 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 (CO2, H2S, etc). Produciendo fallas en el tubing y/o casing, que facilitan la comunicacin y migracin de fluidos de la formacin hacia la superficie.


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SEALES DE ADVERTENCIA E INDICADORES REALES DE

ARREMETIDAS

Introduccin

Durante la ejecucin de trabajos de completacin reparacin de pozos (workovers), la ocurrencia de eventos de arremetidas, siempre est precedido de una serie de seales que podran estar indicando que una arremetida est en desarrollo que realmente el pozo est fluyendo; por lo que la cuadrilla debera estar bien adiestrada para diferenciar entre una seal de advertencia y un indicador real de arremetida del pozo.

Contenido

A continuacin se mencionan los bloques de conocimientos que conforman esta leccin:


1. Seales de Advertencia 43

2. Indicadores Reales 44


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SEALES DE ADVERTENCIA

Seales de Advertencia

Descripcin

A continuacin se describen y analizan las diferentes seales de alerta que enva el pozo y que podran estar advirtindonos que una arremetida podra ocurrir.

Fluido de Trabajo Cortado por Gas, Agua Petrleo

La sospecha de que el fluido de trabajo pudiera estar afectado por la presencia de gas, agua petrleo se manifiesta en superficie con claras evidencias, que pueden ser observadas por la cuadrilla. Si el fluido de trabajo est cortado por gas esto se evidencia en un aspecto espumoso que muestra el fluido en la lnea 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 observarn cambios en la concentracin de cloruros (incremento disminucin). 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 estara indicando una posible entrada de petrleo de la formacin hacia el pozo.

Si alguna de las seales anteriores es observada durante la operacin de workover; la situacin 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 nmero determinado de parejas del pozo, el volumen de acero extrado, 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 seal 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 situacin para tomar la decisin ms conveniente para la seguridad del personal y del pozo.

Disminucin de la Presin de Circulacin


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Durante la ejecucin de trabajos de completacin reparacin de pozos; toda disminucin de la presin de circulacin observada debe ser analizada apropiadamente. Por ejemplo, si observa disminucin en la presin de circulacin, y no hay cambio en la velocidad de la bomba (emboladas/minuto). Lo ms probable es que haya una fuga a nivel de las lneas de superficie en la sarta de trabajo. En cambio, si la disminucin de la presin de circulacin viene acompaada de un incremento de las emboladas de la bomba; esta seal podra estar indicando que el pozo est fluyendo. En este caso se debe parar la circulacin y observar el pozo para tomar las decisiones correspondientes.

Incremento de Temperatura en los Fluidos de Retorno

Otra seal observada a nivel de superficie, y que podra estar indicando la ocurrencia de un influjo; se refiere al incremento de temperatura del fluido de trabajo observada en la lnea de retorno (flowline). Esto sucede, debido a que los fluidos de la formacin exhiben en general una temperatura mayor al fluido de trabajo; sin embargo, este tipo de advertencia debe ser cuidadosamente analizado antes de tomar la decisin de cerrar el pozo.


INDICADORES REALES

Indicadores Reales

Descripcin

A parte de las seales que podran estar indicando la posible ocurrencia de una arremetida; existen indicadores a nivel de superficie que cuando son observados constituyen una indicacin inequvoca de que se est en presencia de una arremetida. A continuacin se mencionan estos indicadores reales de arremetida:

Incremento de volumen en los tanques. Considerando el sistema de circulacin 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 formacin, 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 rpidamente para cerrar el pozo y as minimizar el volumen de ganancia y por ende limitar la magnitud de las presiones de cierre.


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Incremento en la tasa de retorno de fluidos. La observacin de este hecho, constituye una indicacin clara e inequvoca de que el pozo esta fluyendo. Sin embargo, para observar esta seal con precisin el taladro debe estar equipado con un medidor de flujo (flowmeter). Por ejemplo si la tasa de bombeo del fluido de trabajo en una operacin 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 indicara claramente que los fluidos de la formacin estn entrando al pozo a una tasa de un (1) barril por minuto. En estos casos el perforador debe tomar la decisin de cerrar el pozo inmediatamente.

Pozos fluyendo con las bombas paradas. Si se tienen dudas acerca de si se est en presencia de una arremetida; lo que procede es una verificacin de flujo con las bombas paradas. Si el pozo fluye, se debe proceder al cierre del mismo y anotar las presiones registradas en la tubera 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 operacin de control de arremetida.


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RESPUESTA ADECUADA A UNA ARREMETIDA

Introduccin

Para responder adecuadamente ante la ocurrencia de una arremetida, es preciso que la cuadrilla est cabalmente capacitada en el sentido de reconocer las diferentes seales que pudieran indicar que una arremetida est ocurriendo pudiera ocurrir

Contenido

A continuacin se menciona el bloque de conocimiento que conforma esta leccin.


1. Deteccin Temprana y Reaccin Adecuada ante una Arremetida

47


49

BLOQUE DE CONOCIMIENTO 1 DETECCIN TEMPRANA Y REACCIN ADECUADA ANTE UNA ARREMETIDA

Descripcin

Indudablemente que para detectar oportunamente una arremetida del pozo es muy importante como se mencion anteriormente que la cuadrilla tenga la suficiente capacitacin 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 deteccin temprana del influjo y reaccionar oportunamente para cerrar el pozo. En las figuras siguientes se muestran alguno de estos instrumentos que deberan ser parte de la dotacin mnima para un taladro de reparacin y/o rehabilitacin de pozos.


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

Importancia de una Respuesta Adecuada a una Arremetida

Cuando la cuadrilla de perforacin y el resto del personal responden adecuadamente y a tiempo ante el desarrollo de una arremetida; se estar limitando el volumen de ganancia o tamao de la arremetida, con lo cual se evita el desarrollo de elevadas presiones en superficie y prdidas de tiempo operacional productivo; y el control de la arremetida tendr altas probabilidades de xito.

Por otra parte si por alguna razn, el personal del taladro ignora las seales o indicadores de arremetida y reacciona tardamente, las consecuencias pueden ser desastrosas, puesto que las presiones anulares en superficie se incrementan abruptamente, el pozo expulsa grandes volmenes de lodo y lo ms probable que ocurra un reventn (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

Introduccin

A travs de la columna del fluido de trabajo, se ejerce el control primario de un pozo durante las operaciones de completacin rehabilitacin del mismo. Sin embargo, esta medida no es suficiente para garantizar la seguridad del pozo. En esta unidad se describen y destacan las caractersticas principales de los equipos y accesorios utilizados para el cierre y posterior control del pozo, cuando ocurre una arremetida.

Contenido

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


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Leccin Pgina

1. Cabezal de produccin y rbol de Navidad (xmas tree) 50

2. Equipos y Accesorios 55

CABEZAL DE PRODUCCIN Y RBOL DE NAVIDAD (XMAS TREE)

Introduccin

Evidentemente si algn equipo es vital para garantizar la seguridad y vida futura de un pozo, es el conjunto integrado por el cabezal de produccin y otros accesorios y vlvulas que comnmente denominamos rbol de Navidad. El cabezal del pozo es el punto en la superficie, donde en forma concntrica confluyen tuberas de revestimiento y de produccin de diferentes dimetros. Ver figura


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Cabezal de produccin y rbol de Navidad (xmas tree)

Principales Componentes del rbol de Navidad En la figura siguiente se muestran los elementos y accesorios principales que componen el rbol de Navidad, y cuya configuracin difiere segn el tipo, volumen, presiones y caractersticas de los hidrocarburos producidos.


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rbol de Navidad Componentes principales-Descripcin Bonnet Son elementos que conectan el carreto del tubing (tubing spool) con el colgador del tubing (tubing hanger), con el cual hace sello hidrulico por medio de elastmeros o sellos tipo metal/metal; garantizando as la continuidad del flujo entre el tubing y la cruceta (cross). Vlvula Maestra (Master Valve) Es la vlvula principal del rbol de navidad (Xmas tree); y usualmente es una vlvula manual tipo compuerta. Normalmente siempre se deja en posicin abierta y debe ser manipulada con mximo cuidado. Vlvula Maestra Superior (Upper master valve)


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Esta vlvula es similar a la vlvula maestra en trminos de dimensin, y es operada normalmente a travs de un actuador hidrulico mecnico. Cruceta (Cross) Este elemento, instalado solo en arboles bridados tiene como funcin distribuir el flujo en cuatro direcciones y va directamente conectado a las vlvulas laterales, a la vlvula maestra superior y a la vlvula de servicio de suabeo. Vlvulas laterales (wing valves) Las vlvulas laterales estn montadas sobre los brazos (laterales) de produccin y permiten el control del flujo hacia o desde el pozo. En completaciones simples solo una vlvula es conectada hacia la lnea de operacin, mientras la otra es mantenida como una vlvula de servicio para ser usada en emergencias (kill line), para matar el pozo, para chequear la presin de cabezal durante las operaciones de intervencin del pozo, bombear fluidos, etc. Vlvula para servicio de Suabeo (Swab valve) Esta vlvula viene montada sobre la parte superior de la cruceta (cross) y tiene las mismas dimensiones que la vlvula maestra. Una de sus funciones principales es permitir el ensamblaje y montaje de equipos (wireline BOP, lubricator, coiled tubing, etc.) sin la interrupcin 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 est provisto de una conexin bridada, montada sobre la vlvula de suabeo (swab valve), y donde se instala un manmetro para medir la presin de cabezal del pozo. Cuando se realiza alguna intervencin en el pozo, este adaptador es usualmente reemplazado por un dispositivo de seguridad (BOP) que pasa a formar parte integral del rbol de navidad (Xmas tree). Choke Este dispositivo permite regular la presin de flujo del pozo.

Cabezal de produccin y rbol de Navidad (xmas tree)

Continuacin


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Funciones principales del Ensamble cabezal/xmas tree

Este ensamble, cumple mltiples funciones entre las que destacan:

Controlar y direccionar la entrada y salida de fluido (agua, gas, petrleo y fluido de trabajo), durante la ejecucin de operaciones de completacin reparacin.

Proveer soporte para suspender los revestidores de superficie intermedio y de produccin, adems de la tubera eductora de produccin.

Sellar espacios anulares entre las diferentes tuberas de revestimiento y la tubera de produccin.

Servir como base de soporte para la instalacin de vlvulas y otros accesorios de control de presiones necesarios durante la ejecucin de trabajos de completacin rehabilitacin del pozo.


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Notas Importantes

El rbol de navidad (Xmas/tree) debe tener siempre un dimetro interno que asegure garantice el paso de la vlvula de seguridad seleccionada.

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

Reemplazo retiro del rbol de navidad

Durante la vida productiva de un pozo, se pueden presentar problemas tales como fuga en la vlvula maestra fuga entre la vlvula maestra y el colgador del tubing; siendo necesario entonces reemplazar estas secciones daadas del rbol de navidad. La intervencin para reemplazar estas secciones daadas del rbol de navidad requiere que se cuente al menos con dos barreras de seguridad dentro del tubing. Una barrera podra ser instalar una vlvula del tipo SSCSV y la otra podra ser una vlvula tipo BPV instalada en el tope. Una vez que el pozo all sido asegurado se descarga las presiones a la atmosfera y solo cuando se est seguro que no hay presiones entrampadas se podrn desenroscar los pernos entre la brida y el tubing spool. Es recomendable iniciar la remocin del rbol de navidad solo cuando el nuevo arbolito de reemplazo all sido ensamblado inspeccionado y probado.


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EQUIPOS Y ACCESORIOS

Introduccin

La primera barrera de seguridad cuando se interviene en un pozo, est constituida por el fluido de trabajo. Como quiera que esta primera barrera no es suficiente para garantizar la culminacin de una operacin de completacin rehabilitacin de un pozo; se han diseado 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 efecten durante la vida del pozo.

Contenido

A continuacin se mencionan los bloques de conocimientos que conforman esta leccin:


1. Qu equipos utilizar para el cierre de un pozo? 56

2. Accesorios usados para el cierre de pozos 75

3. Pruebas (test) de Equipos y accesorios 88

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QU EQUIPOS UTILIZAR PARA EL CIERRE DE UN POZO?

Equipos para el cierre y control de pozos

Equipos

A continuacin se describen los equipos para el cierre y control de pozos:

Conjunto de Vlvulas Impiderreventones (BOP Stack).

Unidad acumuladora de presin.

Estranguladores.

Manifold de Estranguladores.

Conjunto de Vlvulas de Vlvulas Impiderreventones

Descripcin

Este conjunto de vlvulas tal como se muestra en la figura, est constituido principalmente por una vlvula esfrica anular y por varias vlvulas de tipo ariete o de tubera cuyas funciones sern definidas y descritas ms adelante.

Conjunto de Vlvulas de Vlvulas Impiderreventones


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(BOP Stack)

Vlvula de Seguridad Esfrica Anular

Este componente del conjunto de vlvulas de seguridad del taladro, es el primer elemento que se observa, si miramos el arreglo desde arriba hacia abajo; y es tambin normalmente el primer preventor que se activa para cerrar el pozo. Est diseado de tal manera que puede cerrar y proporcionar un sello hermtico alrededor de tubulares de cualquier geometra; e inclusive en situaciones de extrema urgencia puede ser utilizado para obturar el pozo aun cuando no haya tubera en el mismo. Sin embargo esta aplicacin debe evitarse, a fin de preservar la vida til del elemento sellante.

Caractersticas

Una vez cerrados, no requieren presin hidrulica adicional para mantener el sello alrededor de la tubera, ya que su diseo permite utilizar la presin del pozo para lograr este propsito.

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

En caso de falla del elemento sellante, ste se puede reemplazar an con tubera dentro del hoyo. Esta operacin requiere cerrar previamente el preventor de ariete, situado inmediatamente debajo del preventor esfrico.


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

Partes principales

En la siguiente ilustracin se muestran las partes y accesorios principales de una vlvula esfrica; entre las que destacan el cuerpo, el diafragma o elemento sellante, los pistones que mueven el sistema de empaque o sello y las cmaras hidrulicas superior e inferior.

Mecanismos de cierre y apertura

Al activarse el dispositivo de cierre; por accin de la presin hidrulica proveniente de la unidad acumuladora, el pistn 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 presin hidrulica en la direccin adecuada, el pistn se desliza hacia abajo permitiendo que el empaque o elemento de sello regrese a su posicin original.

Presin de cierre

La mayora de los preventores esfricos son diseados para cerrar bajo el efecto de fluido hidrulico a un mximo de 1500 lppc. Sin embargo; todos los fabricantes recomiendan regular la presin de cierre a un valor inferior en funcin de la presin del pozo, de las dimensiones del preventor y del dimetro de la tubera alrededor de la cual se cerrara el preventor.

Presin de trabajo

De acuerdo a las condiciones de diseo es la mxima presin que resistira el preventor antes de fallar. El rango de presiones de trabajo para el diseo va de 1.000 hasta 20.000 lppc.

Vlvulas de seguridad de ariete

Descripcin

Este tipo de preventores, a diferencia de los esfricos estn diseados para cerrar sobre un dimetro especfico de tubera y pueden soportar el peso de la sarta en situaciones u operaciones que as lo requieran. Normalmente son operados por presin hidrulica; aunque el diseo permite el cierre manual. En este tipo de preventores la direccin del sello de presin se orienta de abajo hacia arriba; por lo que al momento del ensamblaje o cambio del ariete, se debe poner especial atencin en no colocarlos al revs. Cabe sealar igualmente, que este tipo de preventores son considerados ms seguros y eficaces en condiciones severas y de altas presiones de servicio.


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Caractersticas

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

En la mayora de los diseos se incluye un dispositivo de autoalimentacin de la goma sellante del ariete; de tal manera que a medida que la goma se va desgastando, aparecen pequeas placas de reemplazo de la seccin desgastada, asegurando as el cierre efectivo del preventor. Observe la ilustracin.

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

Vlvulas 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 vlvula, el vstago, el tornillo para cierre manual, el pistn que impulsa el mecanismo de sello secundario, etc.


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Mecanismo de apertura y cierre

Los diseos actuales estn dotados de un mbolo de doble accin que bajo la accin de presin hidrulica aplicada en un lado del pistn, permite que los arietes simtricos se muevan al unsono para cerrar sobre la tubera que est en el hoyo. Para abrir se aplica presin hidrulica en el lado opuesto del pistn y los arietes regresan a su posicin original. (Ver figura).

Presin de cierre

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


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Presin de trabajo

Los modelos ms usados en la industria petrolera estn diseados para soportar presiones de servicio en el rango de 2.000 a 15.000 lppc.

Clasificacin del ariete

Existen cuatro tipos:

Tubera.

Ciego.

Cizallante.

Dimetro variable.

Tubera

Diseada para cerrar sobre cualquier elemento tubular de un dimetro determinado que se introduzca al hoyo.

Ariete de Tubera

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 tubera, ya que el resultado que se obtendra sera el aplastamiento del tubo, el desgaste y dao de ariete.

Cizallante


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

Arietes Ciegos/Cizallante

Dimetro variable

Este diseo ofrece la ventaja de que permite no interrumpir la operacin para cambiar arietes, en situaciones donde se utiliza una sarta combinada de dos dimetros diferentes. A pesar de esto, su utilizacin es ms frecuente en operaciones costa afuera que en tierra.

Dimetro variable (Viene)

En la tabla se muestran los diferentes rangos de variacin de los dimetros de tubera de acuerdo a las dimensiones del preventor.

Importante

Existe un tipo de diseo 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.

DIAMETRO IMPIDERREVENTON

(Pulgadas)

RANGO DE TAMAOS 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


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Unidad acumuladora de presin

Descripcin

Este conjunto representa el centro de generacin y distribucin de energa o presin hidrulica necesaria para operar el sistema de vlvulas de seguridad o preventores, as como las diferentes vlvulas y accesorios operados hidrulicamente.

Dimensiones y capacidad

Las dimensiones y capacidad de estas unidades estn diseadas en funcin de las especificaciones del arreglo de preventores y de los volmenes de fluido hidrulico requerido para cumplir con las normas de seguridad exigidas.


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Unidad acumuladora de presin (Viene)

Ilustracin

En la siguiente figura se muestra una visin esquemtica de una unidad acumuladora tpica, donde se puede observar sus componentes principales.

Componentes Principales

La unidad acumuladora tpica consta de los siguientes componentes esenciales:

1.- Botellas acumuladoras.

2.- Recipiente de fluido hidrulico.

3.- Conjunto de bombas neumticas.

4.- Conjunto de bombas elctricas.

5.- Panel de control.

6.- Reguladores de presin para preventor esfrico.

7.- Regulador para preventor de ariete.


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Botellas acumuladoras

Descripcin

Estos cilindros poseen una vejiga o cmara interior que est llena de fluido hidrulico; el cual es comprimido por la accin de un gas al exterior de la cmara. Observe la siguiente figura.

Tipos

Existen dos categoras de acumuladores:

El tipo flotador; que utiliza botella de 80 galones y 3000 lppc de presin mxima de trabajo.

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


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Botellas acumuladoras (Viene)

Proceso de Carga

Ambos tipos de botellas se precargan en planta con nitrgeno a 1000 lppc, y una vez instaladas en la Unidad Acumuladora son cargadas hasta 3000 lppc. Al requerirse fluido hidrulico a alta presin; el mismo es empujado y expulsado fuera de las botellas por la accin de la presin del nitrgeno. Al cesar la solicitud la presin en las botellas debe quedar con un mnimo de 200 lppc por encima de la presin de precarga. A los fines de calcular el volumen total de fluido requerido cuando se activa el sistema; se utilizar la ecuacin siguiente:

Donde:

V3 = Volumen total requerido (fluido hidrulico + nitrgeno).

Vr = Volumen del fluido hidrulico requerido.

P3 = Presin de precarga (1000 lppc).

P2 = Presin mnima de operacin (1200 lppc).

P1 = Presin mxima del acumulador (3000 lppc).

Requerimiento de Volumen/Factores de Seguridad

La cantidad de fluido hidrulico necesario para operar eficientemente una unidad acumuladora proviene de las botellas o cilindros. Este requerimiento en volumen se calcular en funcin del nmero, tipo y modelo de las vlvulas de seguridad que integran el conjunto de preventores; as como de la cantidad y especificaciones de otras vlvulas y accesorios involucradas en el cierre del pozo y que necesiten fluido hidrulico para operar.

Se debe considerar igualmente factores de seguridad exigidos en la normativa internacional a fin de disponer en todo momento de suficiente fluido hidrulico para responder a las diferentes contingencias operacionales.

Algunas compaas operadoras exigen un factor de tres veces el volumen requerido para cerrar todas las vlvulas de seguridad y accesorios. Sin embargo cada vez se hace ms comn la aplicacin de la norma que expresa que el volumen necesario debe ser como


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mnimo igual al volumen requerido para cerrar, abrir y cerrar todo el conjunto de preventores y vlvulas accesorias operadas hidrulicamente.

Botellas acumuladoras (Viene)

Nmero de botellas requeridas

El clculo del nmero de botellas acumuladoras requeridas para satisfacer los requerimientos operacionales se har 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 presin disminuya hasta el nivel de 200 lppc por encima de la presin de precarga.

Demostracin

Asumiendo que el nitrgeno se comporta como un gas ideal, y utilizando la Ley de Boyle; la premisa antes indicada, se puede demostrar matemticamente, siguiendo el procedimiento que se describe a continuacin y que considera el uso de botellas de 10 galones.

Ley de Boyle: P1 x V1 = P2 x V2

Paso Accin Clculo Resultado

1 Determinar el volumen de fluido hidrulico requerido (FHR1) para incrementar la presin de 1000 a 1200 lppc.

1000 x 10 = 1200 x V2

V2 = 8.33 gal nitrgeno

FHR1 = (10 8.33) gal

FHR1 = 1.67 gal

2 Determinar el volumen de fluido hidrulico requerido (FHR2) para incrementar la presin de 1000 a 3000 lppc.

1000 x 10 = 3000 x V2

V2 = 3.33 gal nitrgeno

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.

Clculos

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


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01 preventor esfrico 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 vlvula 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 nmero de botellas de 10 galones que sern necesarias para cumplir con un factor de seguridad de tres (3) veces el volumen de cierre.

Solucin

El volumen requerido es 3 x 34.9 es decir 105.0 gal. Luego el nmero de botellas de 10 galones ser:

21 gal/bot 5

gal 105.0 botellas de N

Recipiente de fluido hidrulico

Descripcin

Este depsito 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 peridicas al mismo a fin de detectar eventuales impurezas y contaminantes que pudieran obstruir los filtros de succin de las bombas y provocar la inoperatividad del sistema.

Fluido utilizado

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

Conjunto de bombas neumticas

Descripcin


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

Componentes

El sistema consta de:

Un mltiple de suministro de aire.

Un mltiple de succin de fluido.

Bombas.

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

Conjunto de bombas elctricas

146584891 Workover Well Control Cfpq

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