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Meacutetodo de Control de
Pozos
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Meacutetodo de Control de Pozos
Objetivos de Aprendizaje
bull Aprenderaacuten las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprenderaacuten las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo
bull Meacutetodo de el perforadorbull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
bull Aprenderaacuten teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten enel pozobull Volumeacutetrica
ndash Lubriacutecar y Exude
bull Cabecear
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Meacutetodo de Control de Pozos
bull La meta de todos los meacutetodos de el control de pozoes controlar el pozo sin incidentes
bull Meacutetodos de circulacioacuten de el pozo son referidos confrecuencia como meacutetodos de ldquoconstante al fondo deel hoyordquo que mantienen BHP igual al FP evitando
fluidos adicionales de afluenciabull Estos meacutetodos proveen para
bull Extraer de fluidos de un Kick ndash Se debe mantener BHP ge FP para prevenir kicks
adicionales
ndash Se debe mantener la bombilla en funcionamiento a unavelocidad constante
ndash La presioacuten es regulada con el extranguladorbull Vuelve a colocar el fluido existente con uno que tenga
suficientemente peso para retener control hidrostaacutetico
Visioacuten General
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Meacutetodo de Control de Pozos
bull Los teacutecnicos de circulacioacuten mas comunes sonbull Perforadorbull Espere y Pesebull Concurrente
bull Todas estas utilizan los mismos procedimientos ysolamente son distintas cuando y si el fluido determinacioacuten va a ser circulado
bull Un pozo rara veces es terminado con una circulacioacutendebido a ineficiencia de fluidos desplazados entre elanual
Vision General
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Regulando la Presioacuten
Fondo de hoyo y presioacuten de la superficie puede seruna combinacioacuten de varios factores Estos son
bull Presioacuten de formacioacuten
bull Presioacuten (es) Hidrostaacutetica
bull Presioacuten friccioacuten de circulacioacutenbull Presioacuten de estrangulados
Ya que PF PH y friccioacuten de circulacioacuten son justamente constante durante la etapa inicial de el
control de el pozo la uacutenica manera de cambiar lapresioacuten es la manipulacioacuten de el estrangulador
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Regulando la Presioacuten
Durante el cerrado o circulacioacuten un cierre con la bomba el
un ritmo desminuido de circulacioacuten constante Regula lapresioacuten con manipulacioacuten de el estrangulados
bull Para reducir las presiones abrir el estranguladosligeramente
ndash Aumentar el diaacutemetro de el orificio de el extrangulador- Purga la presioacuten durante el cerrado
- Disminuir la friccioacuten a traveacutes de el extrangulador durantela circulacioacuten
bull Para aumentar las presiones Disminuir el tamantildeo de elorificio usando el extrangulador (cierra ligeramente elextrangulador) ndash Reducir el diaacutemetro de el orificio usando el extrangulador
- Aumentar la friccioacuten a traveacutes de extrangulador durante la
circulacioacuten
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
Ajuste de estrangulador tiene que nacerse para mantenerla circulacioacuten de presioacuten apropiada
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten entre la tuberiacutea detaladraro Bomba aumenta demasiado calcula la cantidad
de sobra y reduce o purga la cantidad usando elestrangulador y revisar la presioacuten en el indicador derevestir
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten se encuentra debajo deel valor calcula la cantidad necesaria y revisa la presioacuten
en el indicador de revestir ajusta a una situacioacuten mascerrada hasta que la presioacuten sea ajustada
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
bull Cambios en presioacuten tiene que hacerse solamenteutilizando el indicador y no el indicador de situacioacuten deel estrangulador (La escala del indicador de la posicioacutendel estrangulador y en que direccioacuten se esta moviendoNo representa cambios de presioacuten)
bull Si es que la presioacuten en el indicador (es) de repentecambian revisa el ritmo de la bomba y inmediatamenteregresa la presioacuten de el estrangulador hacia el ultimovalor fidedigno Anota secuencias de irregularidad en los
cambios de presioacuten
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Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
Ajuste al estrangulador depende de las propiedadesfriccioacutenales de fluidos distintos que pasan por ellas
bull Tipo de fluido
bull Ritmo de el flujo de fluido
bull Densidad de el fluidoSi es que estos paraacutemetros son cambiados un cambiodraacutestico el la presioacuten estrangular puede ocurrir Esto es elcaso cuando el gas empieza a salir entre el estrangulador
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo de Control de Pozos
Objetivos de Aprendizaje
bull Aprenderaacuten las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprenderaacuten las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo
bull Meacutetodo de el perforadorbull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
bull Aprenderaacuten teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten enel pozobull Volumeacutetrica
ndash Lubriacutecar y Exude
bull Cabecear
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Meacutetodo de Control de Pozos
bull La meta de todos los meacutetodos de el control de pozoes controlar el pozo sin incidentes
bull Meacutetodos de circulacioacuten de el pozo son referidos confrecuencia como meacutetodos de ldquoconstante al fondo deel hoyordquo que mantienen BHP igual al FP evitando
fluidos adicionales de afluenciabull Estos meacutetodos proveen para
bull Extraer de fluidos de un Kick ndash Se debe mantener BHP ge FP para prevenir kicks
adicionales
ndash Se debe mantener la bombilla en funcionamiento a unavelocidad constante
ndash La presioacuten es regulada con el extranguladorbull Vuelve a colocar el fluido existente con uno que tenga
suficientemente peso para retener control hidrostaacutetico
Visioacuten General
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Meacutetodo de Control de Pozos
bull Los teacutecnicos de circulacioacuten mas comunes sonbull Perforadorbull Espere y Pesebull Concurrente
bull Todas estas utilizan los mismos procedimientos ysolamente son distintas cuando y si el fluido determinacioacuten va a ser circulado
bull Un pozo rara veces es terminado con una circulacioacutendebido a ineficiencia de fluidos desplazados entre elanual
Vision General
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Regulando la Presioacuten
Fondo de hoyo y presioacuten de la superficie puede seruna combinacioacuten de varios factores Estos son
bull Presioacuten de formacioacuten
bull Presioacuten (es) Hidrostaacutetica
bull Presioacuten friccioacuten de circulacioacutenbull Presioacuten de estrangulados
Ya que PF PH y friccioacuten de circulacioacuten son justamente constante durante la etapa inicial de el
control de el pozo la uacutenica manera de cambiar lapresioacuten es la manipulacioacuten de el estrangulador
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Regulando la Presioacuten
Durante el cerrado o circulacioacuten un cierre con la bomba el
un ritmo desminuido de circulacioacuten constante Regula lapresioacuten con manipulacioacuten de el estrangulados
bull Para reducir las presiones abrir el estranguladosligeramente
ndash Aumentar el diaacutemetro de el orificio de el extrangulador- Purga la presioacuten durante el cerrado
- Disminuir la friccioacuten a traveacutes de el extrangulador durantela circulacioacuten
bull Para aumentar las presiones Disminuir el tamantildeo de elorificio usando el extrangulador (cierra ligeramente elextrangulador) ndash Reducir el diaacutemetro de el orificio usando el extrangulador
- Aumentar la friccioacuten a traveacutes de extrangulador durante la
circulacioacuten
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
Ajuste de estrangulador tiene que nacerse para mantenerla circulacioacuten de presioacuten apropiada
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten entre la tuberiacutea detaladraro Bomba aumenta demasiado calcula la cantidad
de sobra y reduce o purga la cantidad usando elestrangulador y revisar la presioacuten en el indicador derevestir
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten se encuentra debajo deel valor calcula la cantidad necesaria y revisa la presioacuten
en el indicador de revestir ajusta a una situacioacuten mascerrada hasta que la presioacuten sea ajustada
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
bull Cambios en presioacuten tiene que hacerse solamenteutilizando el indicador y no el indicador de situacioacuten deel estrangulador (La escala del indicador de la posicioacutendel estrangulador y en que direccioacuten se esta moviendoNo representa cambios de presioacuten)
bull Si es que la presioacuten en el indicador (es) de repentecambian revisa el ritmo de la bomba y inmediatamenteregresa la presioacuten de el estrangulador hacia el ultimovalor fidedigno Anota secuencias de irregularidad en los
cambios de presioacuten
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Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
Ajuste al estrangulador depende de las propiedadesfriccioacutenales de fluidos distintos que pasan por ellas
bull Tipo de fluido
bull Ritmo de el flujo de fluido
bull Densidad de el fluidoSi es que estos paraacutemetros son cambiados un cambiodraacutestico el la presioacuten estrangular puede ocurrir Esto es elcaso cuando el gas empieza a salir entre el estrangulador
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo de Control de Pozos
bull La meta de todos los meacutetodos de el control de pozoes controlar el pozo sin incidentes
bull Meacutetodos de circulacioacuten de el pozo son referidos confrecuencia como meacutetodos de ldquoconstante al fondo deel hoyordquo que mantienen BHP igual al FP evitando
fluidos adicionales de afluenciabull Estos meacutetodos proveen para
bull Extraer de fluidos de un Kick ndash Se debe mantener BHP ge FP para prevenir kicks
adicionales
ndash Se debe mantener la bombilla en funcionamiento a unavelocidad constante
ndash La presioacuten es regulada con el extranguladorbull Vuelve a colocar el fluido existente con uno que tenga
suficientemente peso para retener control hidrostaacutetico
Visioacuten General
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Meacutetodo de Control de Pozos
bull Los teacutecnicos de circulacioacuten mas comunes sonbull Perforadorbull Espere y Pesebull Concurrente
bull Todas estas utilizan los mismos procedimientos ysolamente son distintas cuando y si el fluido determinacioacuten va a ser circulado
bull Un pozo rara veces es terminado con una circulacioacutendebido a ineficiencia de fluidos desplazados entre elanual
Vision General
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Regulando la Presioacuten
Fondo de hoyo y presioacuten de la superficie puede seruna combinacioacuten de varios factores Estos son
bull Presioacuten de formacioacuten
bull Presioacuten (es) Hidrostaacutetica
bull Presioacuten friccioacuten de circulacioacutenbull Presioacuten de estrangulados
Ya que PF PH y friccioacuten de circulacioacuten son justamente constante durante la etapa inicial de el
control de el pozo la uacutenica manera de cambiar lapresioacuten es la manipulacioacuten de el estrangulador
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Regulando la Presioacuten
Durante el cerrado o circulacioacuten un cierre con la bomba el
un ritmo desminuido de circulacioacuten constante Regula lapresioacuten con manipulacioacuten de el estrangulados
bull Para reducir las presiones abrir el estranguladosligeramente
ndash Aumentar el diaacutemetro de el orificio de el extrangulador- Purga la presioacuten durante el cerrado
- Disminuir la friccioacuten a traveacutes de el extrangulador durantela circulacioacuten
bull Para aumentar las presiones Disminuir el tamantildeo de elorificio usando el extrangulador (cierra ligeramente elextrangulador) ndash Reducir el diaacutemetro de el orificio usando el extrangulador
- Aumentar la friccioacuten a traveacutes de extrangulador durante la
circulacioacuten
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
Ajuste de estrangulador tiene que nacerse para mantenerla circulacioacuten de presioacuten apropiada
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten entre la tuberiacutea detaladraro Bomba aumenta demasiado calcula la cantidad
de sobra y reduce o purga la cantidad usando elestrangulador y revisar la presioacuten en el indicador derevestir
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten se encuentra debajo deel valor calcula la cantidad necesaria y revisa la presioacuten
en el indicador de revestir ajusta a una situacioacuten mascerrada hasta que la presioacuten sea ajustada
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
bull Cambios en presioacuten tiene que hacerse solamenteutilizando el indicador y no el indicador de situacioacuten deel estrangulador (La escala del indicador de la posicioacutendel estrangulador y en que direccioacuten se esta moviendoNo representa cambios de presioacuten)
bull Si es que la presioacuten en el indicador (es) de repentecambian revisa el ritmo de la bomba y inmediatamenteregresa la presioacuten de el estrangulador hacia el ultimovalor fidedigno Anota secuencias de irregularidad en los
cambios de presioacuten
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Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
Ajuste al estrangulador depende de las propiedadesfriccioacutenales de fluidos distintos que pasan por ellas
bull Tipo de fluido
bull Ritmo de el flujo de fluido
bull Densidad de el fluidoSi es que estos paraacutemetros son cambiados un cambiodraacutestico el la presioacuten estrangular puede ocurrir Esto es elcaso cuando el gas empieza a salir entre el estrangulador
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo de Control de Pozos
bull Los teacutecnicos de circulacioacuten mas comunes sonbull Perforadorbull Espere y Pesebull Concurrente
bull Todas estas utilizan los mismos procedimientos ysolamente son distintas cuando y si el fluido determinacioacuten va a ser circulado
bull Un pozo rara veces es terminado con una circulacioacutendebido a ineficiencia de fluidos desplazados entre elanual
Vision General
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Regulando la Presioacuten
Fondo de hoyo y presioacuten de la superficie puede seruna combinacioacuten de varios factores Estos son
bull Presioacuten de formacioacuten
bull Presioacuten (es) Hidrostaacutetica
bull Presioacuten friccioacuten de circulacioacutenbull Presioacuten de estrangulados
Ya que PF PH y friccioacuten de circulacioacuten son justamente constante durante la etapa inicial de el
control de el pozo la uacutenica manera de cambiar lapresioacuten es la manipulacioacuten de el estrangulador
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Regulando la Presioacuten
Durante el cerrado o circulacioacuten un cierre con la bomba el
un ritmo desminuido de circulacioacuten constante Regula lapresioacuten con manipulacioacuten de el estrangulados
bull Para reducir las presiones abrir el estranguladosligeramente
ndash Aumentar el diaacutemetro de el orificio de el extrangulador- Purga la presioacuten durante el cerrado
- Disminuir la friccioacuten a traveacutes de el extrangulador durantela circulacioacuten
bull Para aumentar las presiones Disminuir el tamantildeo de elorificio usando el extrangulador (cierra ligeramente elextrangulador) ndash Reducir el diaacutemetro de el orificio usando el extrangulador
- Aumentar la friccioacuten a traveacutes de extrangulador durante la
circulacioacuten
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
Ajuste de estrangulador tiene que nacerse para mantenerla circulacioacuten de presioacuten apropiada
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten entre la tuberiacutea detaladraro Bomba aumenta demasiado calcula la cantidad
de sobra y reduce o purga la cantidad usando elestrangulador y revisar la presioacuten en el indicador derevestir
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten se encuentra debajo deel valor calcula la cantidad necesaria y revisa la presioacuten
en el indicador de revestir ajusta a una situacioacuten mascerrada hasta que la presioacuten sea ajustada
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
bull Cambios en presioacuten tiene que hacerse solamenteutilizando el indicador y no el indicador de situacioacuten deel estrangulador (La escala del indicador de la posicioacutendel estrangulador y en que direccioacuten se esta moviendoNo representa cambios de presioacuten)
bull Si es que la presioacuten en el indicador (es) de repentecambian revisa el ritmo de la bomba y inmediatamenteregresa la presioacuten de el estrangulador hacia el ultimovalor fidedigno Anota secuencias de irregularidad en los
cambios de presioacuten
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Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
Ajuste al estrangulador depende de las propiedadesfriccioacutenales de fluidos distintos que pasan por ellas
bull Tipo de fluido
bull Ritmo de el flujo de fluido
bull Densidad de el fluidoSi es que estos paraacutemetros son cambiados un cambiodraacutestico el la presioacuten estrangular puede ocurrir Esto es elcaso cuando el gas empieza a salir entre el estrangulador
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Regulando la Presioacuten
Fondo de hoyo y presioacuten de la superficie puede seruna combinacioacuten de varios factores Estos son
bull Presioacuten de formacioacuten
bull Presioacuten (es) Hidrostaacutetica
bull Presioacuten friccioacuten de circulacioacutenbull Presioacuten de estrangulados
Ya que PF PH y friccioacuten de circulacioacuten son justamente constante durante la etapa inicial de el
control de el pozo la uacutenica manera de cambiar lapresioacuten es la manipulacioacuten de el estrangulador
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Regulando la Presioacuten
Durante el cerrado o circulacioacuten un cierre con la bomba el
un ritmo desminuido de circulacioacuten constante Regula lapresioacuten con manipulacioacuten de el estrangulados
bull Para reducir las presiones abrir el estranguladosligeramente
ndash Aumentar el diaacutemetro de el orificio de el extrangulador- Purga la presioacuten durante el cerrado
- Disminuir la friccioacuten a traveacutes de el extrangulador durantela circulacioacuten
bull Para aumentar las presiones Disminuir el tamantildeo de elorificio usando el extrangulador (cierra ligeramente elextrangulador) ndash Reducir el diaacutemetro de el orificio usando el extrangulador
- Aumentar la friccioacuten a traveacutes de extrangulador durante la
circulacioacuten
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
Ajuste de estrangulador tiene que nacerse para mantenerla circulacioacuten de presioacuten apropiada
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten entre la tuberiacutea detaladraro Bomba aumenta demasiado calcula la cantidad
de sobra y reduce o purga la cantidad usando elestrangulador y revisar la presioacuten en el indicador derevestir
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten se encuentra debajo deel valor calcula la cantidad necesaria y revisa la presioacuten
en el indicador de revestir ajusta a una situacioacuten mascerrada hasta que la presioacuten sea ajustada
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
bull Cambios en presioacuten tiene que hacerse solamenteutilizando el indicador y no el indicador de situacioacuten deel estrangulador (La escala del indicador de la posicioacutendel estrangulador y en que direccioacuten se esta moviendoNo representa cambios de presioacuten)
bull Si es que la presioacuten en el indicador (es) de repentecambian revisa el ritmo de la bomba y inmediatamenteregresa la presioacuten de el estrangulador hacia el ultimovalor fidedigno Anota secuencias de irregularidad en los
cambios de presioacuten
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Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
Ajuste al estrangulador depende de las propiedadesfriccioacutenales de fluidos distintos que pasan por ellas
bull Tipo de fluido
bull Ritmo de el flujo de fluido
bull Densidad de el fluidoSi es que estos paraacutemetros son cambiados un cambiodraacutestico el la presioacuten estrangular puede ocurrir Esto es elcaso cuando el gas empieza a salir entre el estrangulador
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Regulando la Presioacuten
Durante el cerrado o circulacioacuten un cierre con la bomba el
un ritmo desminuido de circulacioacuten constante Regula lapresioacuten con manipulacioacuten de el estrangulados
bull Para reducir las presiones abrir el estranguladosligeramente
ndash Aumentar el diaacutemetro de el orificio de el extrangulador- Purga la presioacuten durante el cerrado
- Disminuir la friccioacuten a traveacutes de el extrangulador durantela circulacioacuten
bull Para aumentar las presiones Disminuir el tamantildeo de elorificio usando el extrangulador (cierra ligeramente elextrangulador) ndash Reducir el diaacutemetro de el orificio usando el extrangulador
- Aumentar la friccioacuten a traveacutes de extrangulador durante la
circulacioacuten
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
Ajuste de estrangulador tiene que nacerse para mantenerla circulacioacuten de presioacuten apropiada
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten entre la tuberiacutea detaladraro Bomba aumenta demasiado calcula la cantidad
de sobra y reduce o purga la cantidad usando elestrangulador y revisar la presioacuten en el indicador derevestir
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten se encuentra debajo deel valor calcula la cantidad necesaria y revisa la presioacuten
en el indicador de revestir ajusta a una situacioacuten mascerrada hasta que la presioacuten sea ajustada
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
bull Cambios en presioacuten tiene que hacerse solamenteutilizando el indicador y no el indicador de situacioacuten deel estrangulador (La escala del indicador de la posicioacutendel estrangulador y en que direccioacuten se esta moviendoNo representa cambios de presioacuten)
bull Si es que la presioacuten en el indicador (es) de repentecambian revisa el ritmo de la bomba y inmediatamenteregresa la presioacuten de el estrangulador hacia el ultimovalor fidedigno Anota secuencias de irregularidad en los
cambios de presioacuten
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Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
Ajuste al estrangulador depende de las propiedadesfriccioacutenales de fluidos distintos que pasan por ellas
bull Tipo de fluido
bull Ritmo de el flujo de fluido
bull Densidad de el fluidoSi es que estos paraacutemetros son cambiados un cambiodraacutestico el la presioacuten estrangular puede ocurrir Esto es elcaso cuando el gas empieza a salir entre el estrangulador
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
Ajuste de estrangulador tiene que nacerse para mantenerla circulacioacuten de presioacuten apropiada
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten entre la tuberiacutea detaladraro Bomba aumenta demasiado calcula la cantidad
de sobra y reduce o purga la cantidad usando elestrangulador y revisar la presioacuten en el indicador derevestir
bull Si es que la presioacuten de circulacioacuten se encuentra debajo deel valor calcula la cantidad necesaria y revisa la presioacuten
en el indicador de revestir ajusta a una situacioacuten mascerrada hasta que la presioacuten sea ajustada
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
bull Cambios en presioacuten tiene que hacerse solamenteutilizando el indicador y no el indicador de situacioacuten deel estrangulador (La escala del indicador de la posicioacutendel estrangulador y en que direccioacuten se esta moviendoNo representa cambios de presioacuten)
bull Si es que la presioacuten en el indicador (es) de repentecambian revisa el ritmo de la bomba y inmediatamenteregresa la presioacuten de el estrangulador hacia el ultimovalor fidedigno Anota secuencias de irregularidad en los
cambios de presioacuten
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Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
Ajuste al estrangulador depende de las propiedadesfriccioacutenales de fluidos distintos que pasan por ellas
bull Tipo de fluido
bull Ritmo de el flujo de fluido
bull Densidad de el fluidoSi es que estos paraacutemetros son cambiados un cambiodraacutestico el la presioacuten estrangular puede ocurrir Esto es elcaso cuando el gas empieza a salir entre el estrangulador
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Ajuste de estrangulador ndash Durante circulacioacuten
bull Cambios en presioacuten tiene que hacerse solamenteutilizando el indicador y no el indicador de situacioacuten deel estrangulador (La escala del indicador de la posicioacutendel estrangulador y en que direccioacuten se esta moviendoNo representa cambios de presioacuten)
bull Si es que la presioacuten en el indicador (es) de repentecambian revisa el ritmo de la bomba y inmediatamenteregresa la presioacuten de el estrangulador hacia el ultimovalor fidedigno Anota secuencias de irregularidad en los
cambios de presioacuten
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Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
Ajuste al estrangulador depende de las propiedadesfriccioacutenales de fluidos distintos que pasan por ellas
bull Tipo de fluido
bull Ritmo de el flujo de fluido
bull Densidad de el fluidoSi es que estos paraacutemetros son cambiados un cambiodraacutestico el la presioacuten estrangular puede ocurrir Esto es elcaso cuando el gas empieza a salir entre el estrangulador
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
Ajuste al estrangulador depende de las propiedadesfriccioacutenales de fluidos distintos que pasan por ellas
bull Tipo de fluido
bull Ritmo de el flujo de fluido
bull Densidad de el fluidoSi es que estos paraacutemetros son cambiados un cambiodraacutestico el la presioacuten estrangular puede ocurrir Esto es elcaso cuando el gas empieza a salir entre el estrangulador
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull El operador de el estrangulador debe de anticipar unacontecimiento para ajustar el estranguladorraacutepidamente para mantener la presioacuten detenida porel estrangulador Recuerda si es que la presioacuten de
el estrangulador diminuye repentinamente lapresioacuten entre el pozo tambieacuten disminuye y laafluencia adicional puede ocurrir ndash Inmediatamente regresa la presioacuten al ultimo valor
ndash Evaluacutea la presioacuten de circulacioacuten
ndash Si es necesario debes hacer cambios
Respuesta del Estrangulador ndash Gas en el
Estrangulador
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
El operador de el estrangulador al igual anticiparaumentos de presioacuten raacutepidas en el estrangulador Unapreocupacioacuten durante control de pozo es cuando el (liquidoy fluido en uso) siguiendo el cierre de gas siendo circulado
a traveacutes de el estrangulador y entra al estranguladorbull Puede causar aumento raacutepido en la presioacuten
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Respuesta de el estrangulador ndash Liquido siguiente al gas
Si es que la presioacuten de el estrangulador no es ajustadainmediatamente a su valor anterior (justo antes de elacontecimiento) la presioacuten el aumento de presioacuten puedeconducir hacia una perdida de circulacioacutenrotura de la
formacioacutenbull Estrangulador de mar adentro y liacuteneas de cierre necesitaconsideracioacuten adicional y ambas liacuteneas son anuladas degas y el liquido siguiendo al gas deben ser tomadas encuenta
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
Circulacioacuten (bomba) y estrangular (revestidor) estaspresiones son estrechamente relacionadas por el ldquotubo-Urdquo
Cambios en estos circulantes afectaraacute el pozo
bull Cuando un cambio en la presioacuten ocurre en un indicadorNo se reflejara inmediatamente en el otro indicador
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
bull El otro indicador se ldquoretrasardquo cuando el cambio de presioacutentransita entre el tubo-U ndash Si es que se ase un ajuste a la presioacuten se debe permitir
suficiente tiempo de retraso para que se pueda tener unalectura adecuada y asiacute evitar hacer ajustes no necesarios
bull ldquoRegla del Pulgarrdquo Un tiempo de retraso de dos segundospor cada 1000 pies de lo largo de el pozo es tiacutepicamentenecesario para transitar un pulso de presioacuten en un fluidode perforacioacuten
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Respuesta del Estranguladorndash RetrasoTiempo Transito
ndash Obviamente en los pozos mas hondos los tiempos de lademora son maacutes largos que unos que son superficiales
ndash La compresibilidad de liacutequidos (por ejemplo salmuera vsbarro de gel) afecta el tiempo de transito
bull Si los ajustes adicionales se hacen antes que la presioacutensea permitida traacutensitar en el Tubo-U las presionesinadecuadas o innecesarias pueden resultar
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Registros y Documentacioacuten
La documentacioacuten apropiada es un aspecto muydescuidado en el control de pozo
bull En tiempos de confusioacuten potencial es preferible haberescrito notas y presiones en vez de depender de la
memoriabull Buenas notas pueden mostrar potenciales complicacionesque puedan desarrollan Proporciona un registro deacontecimientos
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Registros y Documentacioacuten
ndash Estos registros pueden ser del uso en control de pozos enexistencia si los problemas o kicks adicionales ocurren
ndash Puede ser del uso para el futuro de control de pozo
ndash Muy uacutetil ayudar a investigar y resolver las complicaciones
Registrar las presiones los voluacutemenes ganancias de fosa
y ajustes de estrangulacioacuten Relatar todo lo que estapasando
iexclSea exacto
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuando un kick ocurre cierre el pozobull Verificar por perdidas en BOPmanifolds etc
bull Empieza a registrar la SIDPP SICP hasta que laspresiones se estabilicen registre las ganancia en tanque
bull Llenar el papeleo necesariobull Depende del meacutetodo de control se puede empezar a
sobrecargar los tanques
bull Cuando esta listo para circular manteacutenga la presioacuten de elestrangulador (revestidor) a su valor SICP y Lentamentelleve la bomba a al velocidad de control
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Los comunes para Circular los Meacutetodos
Cuado la bomba halla llegado a su velocidad y la presioacuten deel revestidor este en su valor de SICP de cierre registra lapresioacuten de circulacioacuten de bomba
bull Esta presioacuten es la Presioacuten Circulatoria Inicial (ICP) y debe
mantenerse hasta que el fluido de control va ha serbombeado
bull ICP = SIDPP + KRP ndash Presioacuten sobre SIDPP es de la bomba si es que la presioacuten esta
correcta
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Simplificando la faseta Inicial de operaciones de cierre
bull Reunioacuten pre -operacional con todo el personal Cadauno de ellos debe saber su responsabilidad
bull Una buena comunicacioacuten entre los operadores de labomba y estrangulador es necesaria
bull La bomba debe ser llevada lentamente a su velocidadpor etapas lentamente para prevenir danos ocomplicaciones a la formacioacutenbull En equipostaladros con bombas mecaacutenicas la bomba no
se puede regresar a su velocidad en etapas porque su
velocidad es lenta es la reducida El estrangulador odesvioacute se debe abrir despueacutes encastrar la bomba
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
Presioacuten de el revestidor debe mantenerse ha una presioacutenconstante mientras llevada la bomba a la velocidad decontrol Cuando la bomba esta prendida y trabajando asu ritmo de velocidad adecuada La presioacuten del
revestidor debe ser regresado ha su valor correcto
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
bull La presioacuten del manoacutemetro nos mostrada ICP es lapresioacuten necesaria para circular un pozo al ritmo dado yprevenir que el pozo fluya ICP = SIDPP + KRP
bull Si es que este valor no esta de acuerdo con los valores
calculados una decisioacuten se debe tomar bull Estariacutean correctas las presiones de cierre Podriacutean serinexactos debido a la migracioacuten de gas
bull Estariacutean correctos los indicadores
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Estaraacuten correctas las calculacionesbull Se usariacutean los procedimientos de comienzo
apropiadosbull Estaraacute la bomba a su misma eficiencia como cuando
se tomaron las presioacuten reducidasSe debe tomar una decisioacuten sobre cual valor se debe usarparar cerrar re-evaluar la presioacuten de cierre y volver aintentar nuevamente
Simplificando la Faseta Inicial de Operaciones de Cierre
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Seis Meacutetodos de el
Control de Pozos
Metodo del
Perforador Espere y Pese Concurrente Volumeacutetrico
Circulacioacuten
ReversaBullhearding
Considerar
operaciones de un
Control de Pozos
Lubricar y
Purgar
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearding
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Mantener la presion del revistidor
constante al llevar la bomba a su ritmo
mas bajo
1
Circula el kick hacia fueramanteniendo el ICP4
2 Lentamente poner la bomba a
su velocidad y mantener la
presioacuten del revestidor constante
3 Verificar que la presioacuten
de circulacioacuten sea ICP
5Densificar los Tanques
Prepara la tabla de presioacuten
Cambia fluido de Control
6Mantener la presioacuten- emboladas
Adecuada ICPrarr FCP
7Circular el fluido de contro l
Por todo el pozo manteniendo
La FCP
8Cierra el pozo
Y verifica si esta
Controlado
Desdeel Cierredel Pozo
Secuencia del Meacutetodo del Perforador
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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El Meacutetodo del Perforador
bull Probablemente el meacutetodo mas comuacuten en uso hoy endiacuteabull Bueno para un kick de gas con alta velocidad de
migracioacuten que puedan resultar en problemas deencierre
bull Al igual que sacar kicks que son swbeados durante unviaje fuera de el pozobull Usado cuando el material de densificado no es
necesario o disponiblebull Usando cuando el personal eo el equipo es limitado
bull Mas tiempo para controlar el pozo es necesario en estemeacutetodo que los otros Puede causar presioacuten un pocoalta en el anular que otros meacutetodos (debido a HPadicional de fluido en la circulacioacuten inicial)
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Teacutecnica fundamental de circulacioacuten ndash Primera Circulacioacuten ndashSacando el kick de un Pozo
bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y presiones estabilizadas
SIDPP y SICPbull Empiece a circular el lodo originario y comience a
poner en marcha la bomba a la velocidad deseada decontrol mientras usa el estrangulador para mantener lapresioacuten del revestidor constante al valor de cierre
bull La presioacuten de la bomba debe ser igual a la calculadaICP Si es que no es igual investigue y vuelve a
recalcularla si es necesariobull Manteniendo la presioacuten de la bomba igual que el ICPkickinflujo es circulando fuera de el pozo ajuste de lapresioacuten con el estrangulador como sea requerida
El Procedimiento de el Meacutetodo de Perforacioacuten
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Despueacutes de circular fuera el kick ndash Controlando el
pozobull Continua circulando desde un tanque aislada o
lentamente apague la bomba manteniendo la presioacutendel estrangulador (revestidor) debe ser a su SIDPPoriginalbull Evite atrapar presioacuten o dejar que entre un flujo adicional
al apagar la bombabull El sistema de tanques activo debe ser densificado al de
peso de control calculada y circulando para recobrar el
control hidrostaacutetico
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
bull Si es que el pozo fue cerrado empiece elprocedimientos de puesta en marcha usadosanteriormente
bull Se recomienda realizar el cuadro presioacuten vs
emboladas (ICP a FCP) para llevar la cuenta el fluidode control y cambios de presiones de circulacioacutenbull Circule el fluido de control hacia la punta de la
barrenafinal de la sarta
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Despueacutes de circular el kick afuera ndash Controlando el
pozo
bull Cuando el fluido de control se encuentre al final de labarrenasarta FCP se debe mantenersebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser igual a el FCP
calculadobull Mantener presioacuten de circulacioacuten en FCP hasta que el fluido
llegue a superficie por completobull El aumento de HP se traduce en reduccioacuten de la presioacuten
del estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control a llegado a la superficie el
estrangulador deberiacutea haber sido abierto por completobull Apague la bomba y revisa por flujobull Cierre el estrangulador y verifique por presioacutenbull Si es que no se observo presioacuten abra el estrangulador (purge
la presioacuten atrapada) abra el BOP
El Procedimiento de el Meacutetodo del Perforador
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo de Espere y Pese
bull El Meacutetodo de Espere y Pese circula el kick mas raacutepido ymantiene las presiones en el pozo y en superficie masbajas que cualquier otro meacutetodo
bull Requiere de buenas facilidades de mezcla cuadrilla
completa y mas supervisioacuten que los otro meacutetodosbull La primer calcula que debe hacerse es la densidad de
control
bull Se densifica el fluido antes de que se comience a
circular y por eso el nombre de Espere y Pesebull Los procedimientos de puesta en marcha es igual que el
meacutetodo del perforador
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo de Espera y Peso
Se requiere los siguientes calcuacutelalosbull Densidad de fluido de Control
bull ICP y FCP
bull Volumenemboladastiempo de superficie a final de la sarta
bull Tabla de Presioacuten vs Emboladasbull Volumenemboladastiempo de bit a superficie
bull Voluacutemenes totalemboladastiempo para completar lacirculacioacuten
bull Limitaciones de Presioacuten
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Cierre el pozo despueacutes de un kickbull Registre el tamantildeo del kick y espere que se
estabilicen las presiones SIDPP y SICP calcule ladensidad del fluido de control
bull Se densifiquen los tanques se realizan los demaacutescaacutelculosbull Si es que hay aumentos en la presioacuten de cierre el
Meacutetodo Volumeacutetrico debe ser usado para purgar ellodofluido de el anular para mantener la presioacuten de la
tuberiacutea estabilizada
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Una ves densificado empieza a circular el peso defluido de control y lentamente acelere la bomba alavelocidad de control usando el estrangulador paramantener la presioacuten de el revestidor constante al valor
de cierrebull La presioacuten de circulacioacuten debe ser equivalente a (ICP)Presioacuten Inicial de Circulacion Y si no investiga yvuelve a calcular el ICP si es necesario
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Sigue la tabla de presioacutengrafica el fluido de controlcuando es bombeado por sarta hacia el bit
bull Cuando el fluido de control este en el bitfinal de lasarta se debe tener la FCP
bull La presioacuten circulacioacuten debe ser equivalente ha la FCPcalculado
bull Mantener la circulacioacuten de el FCP constante hastaque el fluido de control llene el pozo
bull El aumento de HP requiere que se debe reducir lapresioacuten de el estrangulador lentamentebull Cuando el fluido de control llegue a la superficie el
estrangulador debe ser abierto completamente
Procedimiento de Espere y Pese
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Procedimiento de Espere y Pese
bull Apaga la bomba y revise por flujobull Cierra el estrangulador y revise la presionesbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo Concurrente
Algunas veces referida como el Meacutetodo de Circular yDensificar o Meacutetodo de Densificacioacuten Lenta
bull Esto involucra densificar el fluido lentamente mientras seesta circulando el kick
bull Calculaciones adicionales se requieren cuando hayintervalos irregulares en diferentes pesos de fluido en lasarta
En veces se les requiere a los miembros de la cuadrilla
registrar datos con el meacutetodo concurrente aunque no sea
el meacutetodo no sea la intencioacuten de usarlo
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Cierre el pozo despueacutes de el kickbull Registrar el tamantildeo de el kick y las presiones
estabilizadas SIDPP y SICPbull Circule el lodo (fluido) original lo mas pronto sea
posible poniendo en marcha la bomba hasta lavelocidad de control deseada usando el estranguladorpara mantener la presioacuten del revestidor constante a elvalor de cierrebull Presioacuten de bomba debe ser equivalente a la ICP
calculada Si es que no investigue porque y recalcula sies necesario
bull Operaciones de Mezcla se inician y los tanques debenser densificados lentamente y cada incremento del
fluido de control debe reportarse
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Cada intervalo oacute unidad de fluido aumentado endensidad es anotada y registrada con las emboladasde la bomba en el mismo momentobull El cambio de presioacuten circulacioacuten para diferentes
densidades es calculadabull Cuando este fluido llegue a la bitfin de la sarta la
presioacuten circulacioacuten se debe ajustada a esa cantidad conel estranguladorbull El kick es circulado hacia fuera y el fluido en el pozo
continua subiendo lentamentebull Cuando el fluido de control sea constante entre el pozo
apague la bomba y revise por flujobull Cierre el estrangulador cierre el pozo y revise la
presioacutenbull Si no hay presioacuten abra el estrangulador (purga
cualquier presioacuten atrapada) abra la BOP
Procedimiento de el Meacutetodo Concurrente
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Moacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricar y
Purgar Bullheading
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
El meacutetodo Volumeacutetrico es una manera de permitir que elgas se expanda controladamente durante la migracioacuten
bull Reemplaza un volumen por presioacuten ( o viceversa) paramantener presioacuten al fondo de pozo cual es igual a o unpoco mas alto que la de Formacioacuten y por debajo de lapresioacuten de fractura de la formacioacuten
bull Con un kick swabeado el meacutetodo volumeacutetrico se puede
usar para traer la afluencia a la superficie y despuesreemplazar el gas con fluido para regresar el pozo consu presioacuten hidrostaacutetica necesaria
bull No se usa para densificar y controlar el pozobull Se usa para el control de pozo hasta que el meacutetodo de
circulacioacuten se pueda poner en practicabull Se puede usar para recobrar el hidrostaacutetica si es que elfluido es el adecuado y el gas se permita alcanzar lasuperficie
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Aquiacute hay algunas situaciones en cual el Meacutetodo Volumeacutetrico
se pueda utilizarbull Sarta tapada
bull La sarta esta afuera de el pozo
bull Las Bombas no trabajan
bull La sarta no esta al fondobull Durante StrippingSnubbing bajo presioacuten
bull Durante el periodo de cierre o cuando se esta haciendoreparaciones del equipo de superficie
bull Perdidas en la tuberiacutea o paquete causando que presioacuten sedesarrolle en el revestidor en produccioacuten o inyeccioacuten de unpozo
bull Lavado de la sarta que impide desplazamiento de un kickpor uno de los meacutetodos de circulacioacuten
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Si es que la presioacuten no aumenta 30 minutos despueacutes deque se cierra en un kick la migracioacuten de gas es miacutenimoQuiere decir que el Meacutetodo Volumeacutetrico no se tiene queusar De cualquier manera si es que la presioacuten delrevestidor continua aumentando hay necesidad deempezar teacutecnicas Volumeacutetricas
bull Algunos principios cientiacutefico deben comprender antes deusar el Meacutetodo Volumeacutetrico
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Ley de Boyle ndash ensentildea la relacioacuten entre lapresioacutenvolumen para el gas Declara que si es que elgas se permite expandir la presioacuten del gas disminuiraacuteEste es el mismo concepto usado por el MeacutetodoVolumeacutetrico de cual permite que el gas se expanda
durante la purga del fluido calculado en la superficie locual disminuye la presioacuten en el pozo
Ley de Boyle
P1 V1 = P2 V2
Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
C
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
Teoriacutea de una Sola Burbuja - Un concepto erroacuteneo en lasescuelas de control de pozo es que el gas entra al pozocomo una ldquoSola Burbujardquo
bull La realidad es que se dispersa con el bombeo al observar
por un kick se nota luego mas kicks ldquopurordquo sigue entradocuando la bomba se apagan y se cierra el pozo
bull Puede de que sean varios minutos antes que el kick seaobservado y como consecuencia todo el anular se llenacon influjolodo
Meacutet d V l eacutet i d C t l d P
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodo Volumeacutetrico de Control de Pozo
bull Por lo tanto en realidad un solo kick grande muy pocasveces ocurre y ya que el pozo este cerrado la presioacutenen el revestidor zapatozona deacutebil posiblemente yaalcanzo su maacuteximo
bull Esto no quiere decir que MAASP no sea observado solo
que tiene que ser considerado que la presioacuten maacuteximadebe basarse en la ultima prueba de presioacuten de el BOP orevestidor
Stripping Movimiento de la Tuberiacutea y Consideraciones
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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g y
Volumeacutetricas
Una tabla de presioacuten debe ser creada para controlar laspresiones durante la migracioacuten de el gas si la tuberiacutea semueve y fluido se esta purgando por el estrangulador
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull El Meacutetodo de Lubricacioacuten y Purga es usado cuando elfluido de kick llega hasta la cabeza de pozo
bull Se considera como una extensioacuten de el MeacutetodoVolumeacutetrico
bull Generalmente operaciones de reparacioacuten usan lateacutecnicas de Lubricacioacuten y Purga mas seguido cuandoestaacuten tapadas tuberiacutea o tuberiacutea arenada o lacirculacioacuten no es posible
L b i ioacute amp P (L b i d )
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Lubricacioacuten amp Purga (Lubricando)
bull En este meacutetodo el fluido es bombeado hacia el pozo porel lado del anular
bull Se debe permitir suficiente tiempo para que el fluidocaiga debajo de el gas
bull El volumen debe ser medido con precisioacuten para que elaumento de la presioacuten hidrostaacutetica deba ser calculada
bull Este aumento de valor despueacutes va ha ser purgado al lasuperficie
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo de
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Ci l ioacute R
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Circulacioacuten Reversa
bull Circulacioacuten Reversa es opuesta a la circulacioacuten normal odireccioacuten del bombeo en forma normal
bull En la circulacioacuten reversa debido a la friccioacuten (APLECD) la mayoriacutea de la presioacuten de bomba esta
ejercieacutendose o perdiendo en el anularbull El procedimiento estaacutendar de puesta en marcha se plica
Circulacioacuten Reversa tambieacuten tiene sus ventajas y
desventajas
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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VENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Es el meacutetodo mas raacutepido de circular
algo a superficie
2 Se tiene el problema en la parte del
pozo mas resistente (tuberiacutea) desde
el principio
3 Generalmente el anular esta lleno
con fluido de control como para
controlar la formacioacuten lo que se
reduce el volumen que se debe
densificar reduciendo los costos de
material de peso
DISVENTAJAS DE LA CIRCULACIoacuteN
REVERSA
1 Alta presioacuten hacia la formacioacuten y elrevestidor
2 Extremas presiones causaran perdidasde fluido rotura del revestidor o fallaen la formacioacuten
3 No se puede utilizar si los puertos decirculacioacuten o que los jet de la barrenase puedan taponar
4 El tubing con gas o con diferentesdensidades se presenta un problemapara establecer la presioacuten de
circulacioacuten
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Meacutetodos de
Control de Pozos
Meacutetodo del
Perforador Espere y
Pese Concurrente Volumeacutetrico
Lubricacioacuten
y Purga Bullheading
Bullheading
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Bullheading
bull Bullheading es un meacutetodo utilizado en operaciones dereparacioacuten de pozos
bull El meacutetodo de bullheading solo es posible cuando no hayobstruccioacuten en el tubing y que se pueda inyectar el fluido
a la formacioacuten Si exceder la presioacuten de rotura de lamisma
bull El meacutetodo de bullheading involucra bombear de nuevo elfluido de regreso al reservorio desplazando el tubing y elrevestidor con un buen fluido de control
Bullheading
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Bullheading
Complicaciones que pueden ocurrir que dificultariacutean el
bullheading
1) Algunas veces cuando se bullheading hacia abajo del tubing la presioacutense superara y puede causar de exceder las presiones del tubing o elrevestidor y puede ocurrir el colapso del los mismos Las presiones los
dos tubing y el revestidor de reventoacuten y o colapso no deben superarse2) La presioacuten de fractura de la formacioacuten puede superarse debido a la baja
permeabilidad del reservorio3) La migracioacuten del gas a traveacutes del fluido de control puede causar un
problema Para esta situacioacuten un viscosificante se puede agregar alfluido de control para minimizar el efecto de migracioacuten
Procedimiento del Bullheading
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull El pozo es cerrado y la presioacuten de formacioacuten se calcula Se
bullheading hacia abajo del tubinglas presiones maacuteximas sedeben calcular
bull Preparar un cuadro simple de volumen y presiones maacuteximasen superficie La presioacuten por friccioacuten y de la formacioacuten debenser superadas para que comience la inyectabilidad a laformacioacuten Si la presioacuten o el reacutegimen de bombeo son muy
altos danos a la formacioacuten pueden ocurrirbull Una ves que el fluido llega hasta la formacioacuten se observara
un incremento en la presioacuten de bomba Esto es debido a queun fluido no nativo trata de ingresar a la formacioacuten
bull Una ves que el volumen calculado fue bombeado pare la
bomba cierre el pozo y observe por presioacuten Si no haypresioacuten el pozo esta muerto Se continuara con otraoperacioacuten
Procedimiento del Bullheading
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
7252019 Well Control Methods Esp
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Lodo deControl en laFormacioacuten
Inyeccioacuten ala formacioacuten
ocurre
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Consideraciones en Operaciones Especialesde Control de Pozo
Pozos de Pequentildeos Diaacutemetros Multi LateralMulti Complecioacuten
Perforacioacuten con Aire Mudcap
Comunicacioacuten Kicks Fuera del Fondo
Teacutecnicas Conceacutentricas MASP (MAASP)
UBDPWDLimitaciones del Tubing
Stripping
Uso del Anular
Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Control de Pozo con Perforacioacuten con Aire
bull La perforacioacuten con Aire se permite fluir la formacioacuten hastaque la produccioacuten es excesiva y compromete laseguridad
bull Las teacutecnicas aceptables de control del pozo difieren de
aacutereas en aacutereas Algunos inyectan agua Otros inyectanaire Algunos cierran el pozo completamente
bull Aacutereas en que la perforacioacuten con aire tienen limitacionesde agua y tienen formaciones que producen liquido o gasa flujo muy bajas
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
7252019 Well Control Methods Esp
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La mayoriacutea e las teacutecnica involucra bombear hacia debajode la tuberiacutea agua Esta agua es bombeado a un reacutegimenmuy alto porque
bull Gran diferencia de peso de lodo entre las columnas del pozoel anular esta lleno de gas
bull Vacioacute ndash El pozo genera un efecto tubo en ldquoUrdquo tan raacutepido queel bombeo lento no puede acompantildear a este vacioacute
Este bombeo debe reducirse un poco cuando el agua llegahasta el final de la sarta dado que se produciraacute un
incremento abrupto de la presion
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Luego que se allaacute decidido la velocidad de bombeo y elfluido llego al final de la sarta se usan diferentes teacutecnicasdependiendo de la situacioacuten
bull Teacutecnica A ndash Continueacute bombeando a un reacutegimen alto
ndash Cuando se recupero suficiente presioacuten hidrostaacutetica en elanular el flujo de la formacioacuten se paro y el pozo estacontrolado
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
7252019 Well Control Methods Esp
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
7252019 Well Control Methods Esp
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
7252019 Well Control Methods Esp
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 7999
bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
7252019 Well Control Methods Esp
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Teacutecnica B ndash Circular trabes del estrangulador
ndash Esto causara mas contra presioacuten que la necesaria paracontrolar el flujo del pozo
ndash Si no es demasiado la teacutecnica de estrangular debe utilizar
La ventaja de utilizar la contra presioacuten a traveacutes del
estrangulador es que se disminuye la expansioacuten del gas
Esto permitiraacute que el agua caiga al pozo lo que hace de
alguna manera ahorrar agua el ahorro del agua se perderaacute
si no se utiliza esta teacutecnica de contra presioacuten
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
7252019 Well Control Methods Esp
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 8999
Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Teacutecnicas del Estrangulador
bull Hay varias teacutecnicas del estrangulador que pueden serutilizadas para mantener la presioacuten hidrostaacutetica del aguaen orden de ir ganando el control del pozo
Teacutecnicas del Estrangulador 1
bull Cuando el agua llego hasta el bit el estrangulador debecerrase lo suficiente para que la presioacuten hidrostaacutetica delagua comience a actuar como contra presioacuten
bull Cuando el agua comienza a subir por el anular elestrangulador se ira abriendo a medida que el agua
comienza a ganar hidrostaacuteticabull De cualquier manera cuando los gases de la formacioacuten
estaacuten siendo superadas por la presioacuten hidrostaacutetica estose notara en orden de no superar la equivalente de pesodel agua
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Teacutecnicas del Estrangulador 2bull La presioacuten en el estrangulador no se aplica hasta
cuando se esta seguro que el agua esta en el zapatodel revestidor
bull La hidrostaacutetica equivalente desde el zapato asuperficie es mantenida
bull Cuando se comienza a ganase la presioacuten hidrostaacuteticase purga una misma cantidad de presioacuten a traveacutes delestrangulador
ndash De cualquier manera la fractura de la formacioacuten o laresistencia de la formacioacuten en el zapato no se sabe
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Es llamado prueba de leak-off pero difiere de laperforacioacuten del pozo de aire con agua y la eficiencia dela prueba
bull De cualquier manera esta teoriacutea no se utiliza enalgunas aacutereas
bull Adicionalmente la estructura o integridad de laformacioacuten o la resistencia del cemento no se sabe o nofue probada
Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
7252019 Well Control Methods Esp
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
7252019 Well Control Methods Esp
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Perforacioacuten con Capa de Lodo (Mudcap)
La perforacioacuten Mudcap se realizabull Cuando los retornos no puede traerse a superficie
bull Cuando la presioacuten en el anular es muy cerca del limite delas operaciones
bull Cuando las perdidas de fluido son extremas y anticipadasbull Cuando no es posible o no se tiene buena capacidad demanejo del fluido en superficie
La perforacioacuten con Mudcap permite perforar con perdidasseveras en aacutereas sobre presionadas
Como la mayoriacutea de los procedimientos se tienen ventajas y
desventajas con la perforacioacuten mudcap
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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VENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Permite la perforacioacuten y manejo deperdidas severas en zonas de altapresioacuten Ademaacutes de reducir tiempoy dinero en las peleas de laperdidas de circulacioacuten
2 Un procedimiento faacutecil en vez deperforacioacuten con flujo
3 Se reduce la presioacuten en superficieen el anular
4 Minimiza el requerimiento deprocesamiento de fluido ensuperficie
5 Minimiza los hidrocarburos H2S ensuperficie que puede crear unambiente peligroso y para el medioambiente
6 No se requiere un planeamientomayor como lo es la perforacioacutencuando se produce PWD
DESVENTAJAS DE LA PERFORACION MUDCAP
1 Se requiere un incremento en lacapacitacioacuten del personal ademaacutes de
se calificado2 Mas loacutegica y requerimiento y
planificacioacuten que la perforacioacutenconvencional
3 Mas probabilidad de dantildear laformacioacuten y mas complejo es laperforacioacuten como los viajes
4 Equipo de alta presioacuten se requiere5 Bombas de alta presioacuten se requiere
lo que involucra de modificar lasbombas o reemplazarlas por otras
6 Mas posibilidad de una pega detuberiacutea en el punto de inyeccioacuten o deempaquetamiento por recortes
7 Debido a que el pozo esta cerrado enla superficie las muestras de losrecortes yo fluidos no puedenobtenerse en superficie
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Teacutecnica de Perforacioacuten Presurizada Mudcap ndash Laperforacioacuten presurizada de mudcap permite monitorear lapresioacuten anular y ver cuanto cambia en el fondo del pozoUna presioacuten de 150 to 200 psi es mantenida en elestrangulador Cambios de esta presioacuten nos indicara unaentrada de un influjo yo cambio de presioacuten de formacioacuten
Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap No-Presurizada quieredecir sin monitorear la presioacuten en el anular Usada cuandose encuentra una zona de baja presioacuten
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Teacutecnica de Perforacioacuten Mudcap Flotante
ndash Un fluido pesado y alta viscosidad es utilizado comoldquocapa de lodordquo para prevenir el flujo de la formacioacuten
Normalmente se utiliza cuando se encuentra una zonade perdidas y la ldquocapa de lodordquo se utiliza para prevenir elflujo de la formacioacuten
Consideraciones de Mult i-Complecioacuten y Multi-Lateral
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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p y
El control de pozo es limitado cuando se tiene diferenteszonas de produccioacuten ndash La barrera de Fluido
ndash La Barrera Mecaacutenica
ndash Intervencioacuten con Pozo vivo
Consideraciones de Pozo Pequentildeos
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Consideraciones de Pozo Pequentildeos
bull En pozos pequentildeos mas del 90 de la profundidad delpozo es perforados con un diaacutemetro de bit menor de 7rdquo
bull La preocupaciones de pozos pequentildeos incluyen
bull Alta friccioacuten en el anular al estar bombeando que podriacutea
generar perdidas de fluido La velocidad de bombeo debeser lo suficientemente baja para minimizar la ficcioacuten en elanular
bull Debido a que el diaacutemetro es pequentildeo existe un gran
posibilidad de generar swabbing en el pozo La velocidadde sacado de la sarta debe ser calculado para cadaprofundidad y no superarla
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9599
bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull La misma teacutecnica en pozos normales se utiliza en pozosde pequentildeos diaacutemetros
bull Debido a que el pozo es muy pequentildeo el kick debe serdetectado lo mas pronto como sea posible en el primer
incremento de flujo o en el miacutenimo incremento deganancia del tanque eso quiere decir en las primerasetapas de su formacioacuten
bull Previamente o durante el viajebull Siempre utilizar la hoja de viaje
bull Calcule el desplazamiento de la tuberiacutea exactamente
bull Calcule el llenado teoacuterico
q
Deteccioacuten de un Kick con Pozos Pequentildeos
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
7252019 Well Control Methods Esp
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 7999
bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
7252019 Well Control Methods Esp
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Mida el tanque de viaje exactamentebull Registre los valores reales
bull Compaacuterelos con los teoacutericos
bull Considere el efecto de tubo en ldquoUrdquo al desplazar la piacuteldoraluego de varios llenados
bull Considere antes de bombear por una posibilidad deswabeo a gran profundidad
En adicioacuten a los instrumentos de registro de un kick elpersonal del piso debe chequear el pozo continuamente
Considere usar alarmas y actiacutevelas
q
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9599
bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
7252019 Well Control Methods Esp
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Considereraciones a tener en cuentabull Flujo adentro
bull Presioacuten de Tuberiacutea
bull Presioacuten de revestidor
bull Flujo afuerabull Densidad del lodo de entrada
bull Densidad del lodo de salida
bull Cantidad de gas en el lodo
bull Nivel de lodo en cada tanquebull Profundidad indicadas
bull Herramientas MWDLWD
Comunicacioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 7999
bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
7252019 Well Control Methods Esp
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
7252019 Well Control Methods Esp
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
7252019 Well Control Methods Esp
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9399
bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9599
bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Las operaciones de control de pozo no deberiacuteacomenzar hasta que cada miembro de la cuadrilla allaacuterecibido o entiendo sus asignacioacuten y las intuiciones delo que debe hacer
bull Cualquier cambio en las funciones de las normales
deben ser esclarecidas y reportada con el supervisorbull El control de Pozo es un esfuerzo del equipo de gente
por eso la comunicacioacuten entre el personal que loinvolucra es critico
Otras Teacutecnicas de Control
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
7252019 Well Control Methods Esp
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bull El uso de otras teacutecnicas de control fluctuarabaacutesicamente de caso en caso Teacutecnicas o meacutetodos masavanzadas a las del perforador espere y peseconcurrente y volumeacutetrica estaacuten disponibles
bull Si con las teacutecnicas convencionales no se logro el controldel pozo se debe considerar la utilizacioacuten de lassiguiente teacutecnicasbull Control Dinaacutemico y Momento
Estas teacutecnicas se deberiacutean utilizar solamente siexiste personal experimentado para su utilizacioacuten
Grafica y Cuadro de Presioacuten
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9599
bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9699
bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
7252019 Well Control Methods Esp
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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y
bull Un grafico de presioacuten de circulacioacuten nos muestra quesucede con la presioacuten de tuberiacutea a medida que le fluidonuevo de control es bombeado hacia debajo de la sarta
bull Un Cuadro de Presioacuten nos muestra cual sera la presioacutende circulacioacuten seraacute en el cuadro de presioacuten vsEmboladas en cada puntobull Directamente se usa en la mayoriacutea de los pozos verticales
para simplicidad ndash No considera la geometriacutea de la sarta la friccioacuten por cambio
de la geometriacutea de cada seccioacuten y tampoco la perdida depresioacuten a traveacutes de las toberas del bit
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Una columna parabull Emboladas Estar seguro que se pone a cero lasemboladas ndash Finalizando cuando se llego a completar las emboladas
hasta el bit o final de la tuberiacutea
ndash Usar un cuadro de 10 etapas y dividir las emboladas hastael bit por 10
bull Presioacuten Comenzar con la PIC y al final la PFC ndash Use la diferencia entre (PIC ndash PFC) diviacutedalo por el numero
de etapas (ej 10) ndash Comenzar con la PIC y comience a restar ese numeroobtenido previamente para cada etapa
Modificaciones al Cuadro de Presiones
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
7252019 Well Control Methods Esp
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Para pozos de gran aacutengulo ademaacutes en tuberiacutea flexible sedeben hacer ciertas consideraciones si se utiliza el meacutetodode espere y pese
bull Cada seccioacuten debe considerarse individualmente en los
cambios de presioacuten en la grafico o cuadrobull La grafica de presioacuten no seraacute una liacutenea derecha y la
presioacuten inicialmente se incrementara antes que comiencea disminuir hasta la presioacuten final de circulacioacuten
D
WampW
Presioacuten Maxima Permisible en Superficie(MASP)
7252019 Well Control Methods Esp
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
7252019 Well Control Methods Esp
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 8699
bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 8899
bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 8999
Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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(MASP)
La presioacuten maacutexima permisible en superficie (MASP) debeser calculada Las siguientes son las presiones miacutenimasdel pozo
ndash Presioacuten de reventoacuten del Revestidor
ndash La presioacuten de la BOP
ndash Presioacuten de Fractura de la Formacioacuten (todo liquidosobre la zona deacutebil)
El personal de la cuadrilla debe estar avisado de nosobrepasar dichas presiones tanto la presioacuten de reventoacutendel revestidor o la presioacuten que soporta la BOP Laprofundidad del revestidor la densidad de control laintegridad de la formacioacuten y la posicioacuten del kick sonfactores que impondraacuten la presioacuten de superficie
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
7252019 Well Control Methods Esp
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La profundidad de revestidor la densidad del lodo presentey de control la integridad de la formacioacuten la posicioacuten delkick ademaacutes de la presioacuten impuesta en superficie son losfactores a ser considerados
Limitaciones de la Presioacuten del Tubing
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9799
Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Presioacuten Interna si este valor de presioacuten se llega estacausara que el tubing o tubular se reviente
bull En algunas operaciones se debe considerar estaslimitaciones de reventoacuten o colapso de el tubing o sarta y
no debe ser excedido en ese valor
Consideraciones de la Presioacuten de Formacioacuten
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 8999
Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Cualquier exceso de la presioacuten superada en contra dela formacioacuten puede causar un incremento en los costosde reparacioacuten y tiempo de poner el pozo en produccioacutenMantenga la presioacuten lo miacutenimo posible
bull Al ir bajando el fluido de control hacia abajo del tubingde produccioacuten la cantidad de presioacuten en superficiedebe in disminuyendo para evitar dantildeos a la formacioacuten
bull La presioacuten de friccioacuten por circulacioacuten aumenta albombearse hacia abajo del pozo lo que aumentara la
presioacuten en superficie y la presioacuten de tubing bull Un aumente repentino de la presioacuten causara el reventoacuten
del tubing
Equipamiento para UBDPWD
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Separador Gas Lodobull Liacuteneas de Flujobull Liacutenea de gas de quemabull Tanque de separacioacuten
bull Bomba para mover el petroacuteleo para fraccionarlo oalmacenarlo o recircularlo hacia los tanque para surehusarlo
bull En operaciones terrestres la iluminacioacuten nocturna esimprescindible especialmente en la zona de la torre en el
encuelladorbull El equipamiento de UBDPWD se requiere una iluminacioacuten
extra por razones de seguridadbull Las regulaciones gubernamentales requieren que la
iluminacioacuten sea anti-explosiva
Equipamiento para UBDPWD
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
7252019 Well Control Methods Esp
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Cabeza Rotativabull Desarrollada para el control de presioacuten cuando se perforabajo balance
bull Puedo ocurrir un accidente si se le aplica mucha presioacutenal caucho empaquetador de la cabeza rotativa
bull Existen diferente tipos de cabezas rotativas
bull Prueba de baja presioacuten es aplicada entre 200 a 300 psi yla alta presioacuten varia opcionalmente
Tipos de Kelly ndash Kelly triangular
ndash Kelly hexagonal
ndash Kelly cuadro
Equipamiento para UBDPWD
7252019 Well Control Methods Esp
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9499
Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9599
bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9799
Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9899
bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
7252019 Well Control Methods Esp
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
7252019 Well Control Methods Esp
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Caucho del Stripperbull Es utilizada cuando se perfora con aire gas y cunado seutiliza fluido base agua
bull Para fluidos de perforacioacuten base aceites se utilizancauchos de stripper de polietilenos
Presioacuten de Pruebabull Los procedimientos de prueba de la cabeza rotativa sedeberiacutea proseguir las recomendaciones del fabricantes
Anulares Doblesbull Antes de implementar un trabajo de alta presioacuten con
cabezas rotativas se debe colocar doble anular paraproteger al personal del piso
bull El echo de tener doble anular esto causa que allaacute unproblema de altura de subestructura y muchos equipos lotienen
7252019 Well Control Methods Esp
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
7252019 Well Control Methods Esp
httpslidepdfcomreaderfullwell-control-methods-esp 9299
bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
7252019 Well Control Methods Esp
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
7252019 Well Control Methods Esp
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Consideraciones especiales para Pozos de alto Angulohorizontales y UBDPWD
bull Todo el personal de la cuadrilla debe estar interiorizado porel representante de la compantildeiacutea de toda la operacioacuten deperforar la curva y incluye ndash Que el pozo debe cerrarse varias veces y muchas veces no
parece tan grave y no tan severa como se ve ndash El equipamiento de superficie debe ser testeado antes de
perfora la curva- El personal debe tener mucha confianza en el
equipamiento por eso es buena practica hacerle participede los resultados de la prueba
ndash Debe saber en todo momento sus responsabilidades y sulugar de trabajo
ndash Debe saber loa teleacutefonos de emergencia y dondeencontrarlos
ndash Debe estar preparado para las situaciones de peligro paraevitar el paacutenico
ndash En pozo verticales como horizontales las estaciones deasignaciones de seguridad son similares
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Un kick que ha ocurrido durante el viaje el motivoprincipal es que no se a detectado con anticipacioacuten unswabeo porque el pozo no tomo la cantidad de fluidoadecuado
bull Una ves detectado el influjo en el pozo se observo elpozo debe cerrarse y controlado bajando (haciendostripping) por etapa al fondo y la presioacuten debereducirse
bull Generalmente hacer stripping al fondo es una de lamejor opcioacuten de cualquier manera la presioacuten amantener vs volumen ganado puede resultar muycomplejo con la geometriacutea y tamantildeos de tuberiacutea
Kick Cuando la Tuberiacutea esta Fueradel fondo del Pozo
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Mantener la presioacuten adecuada La presioacuten debe ser =Original de cierre SICP + [Gradiente de presioacuten (psipie)Capacidad Anular (bblspie)] por cada barril de fluidodesplazado cuando esta bajando al fondo
bull Generalmente una ves stripp al fondo el meacutetodo delperforador se utilizara debido que no se debeincrementar el peso del fluido debido que se swabeo elinflujo
Stripping
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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Stripping es agregar o sacar tuberiacutea del pozo con presioacuten yno permitiendo que el fluido salga verticalmente del pozo
Recuerde si no se observa cuidadosamente la presioacuten
y se ajusta de acuerdo a lo desplazado por la tuberiacutea
que se esta bajando y permitirle expandir al gas este
error puede traer aparejado un nuevo influjo en el pozo
o engendrar presiones extremas en el pozo
En el stripping todo el personal debe estar familiarizado conesta operacioacuten y saber sus responsabilidades
Stripping
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
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bull Debido a que la operacioacuten de stripping generar fallas enlos equipos tales como desgaste de los elementos de los
sellos dicha operacioacuten debe desarrollarse con muchocuidadoUna vaacutelvula de contra presioacuten se requiere en la sartatanto para salir como para bajar al pozo
bull Para calcular si la operacioacuten de stripping se tendraacutesuficiente fuerza para contra restar la del pozo paraempujar la tuberiacutea al pozo y sobrellevar la friccioacuten seutiliza la siguiente formula
Swt = (07854 x D2 x P) + FWhere
Swt = Peso estimado necesario para hacer strip al pozo lbs-fuerza
D = Diaacutemetro mayor presentado al pozo en pulgadas
P = Presioacuten de pozo psi
F = peso aproximado de tuberiacutea que se necesita para superar la friccioacuten generada
por el preventor (use como miacutenimo de 2000 lbs) lbs
Stripping con el Preventor Anular
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
Teacutecnicas Conceacutentricas
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
Meacutetodo de Control de Pozos
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
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bull Para el propoacutesito de stripping el preventor anular es elmas faacutecil y el que menos tiempo consume comparadocon los ram
bull Existen algunas restricciones y puntos especiales quedeben ser observados previo al uso del preventor anular
ndash Considerar hacer stripping al pozo con el preventoranular
ndash Hacer stripping fuera del pozo con el preventor anular
ndash Hacer Stripping al pozo utilizando el Rams de tuberiacutea
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
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bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
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Tuberiacutea pequentildeas snubbing y tuberiacutea flexible son lasunidades especiales que se utilizan para strip y snub alpozo con presioacuten Para nuestro propoacutesito las diferencia sonlas siguientes
bull Stripping ndash mover tuberiacutea hacia y desde el pozo conpresioacuten pero con suficiente peso para contrarrestar lafuerza ejercida por el mismo
Teacutecnicas Conceacutentricas
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bull Snubbing ndash forzar tuberiacutea al pozo con presioacuten y la fuerzadel mismo es mayor que el peso de la sarta de tuberiacutea y
lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
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Objetivos de lo Aprendido
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lo suficiente para eyectarla del pozo
El sello desde el pozo se provee por stripers especiales
Llamados lubricadores Estos son llamados lubricadoresstripers o preventores de BOP especiales
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Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
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Objetivos de lo Aprendido
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozo ycomo responder adecuadamente a los cambios depresioacuten
bull Aprendieron las teacutecnicas de circulacioacuten de el pozobull Meacutetodo de el perforador
bull Espera y pesobull Concurrirbull Circulacioacuten reversible
Aprendieron teacutecnicas de no tener ninguna circulacioacuten en el
pozobull Volumeacutetrica ndash Lubriacutecar y Exude
bull Bullhearing
