fundamental tomo i

Nivel Fundamental

Unidad de Negocio de Perforación

Manual de Capacitación

Capacitación y Desarrollo Técnico

La Perforación, Terminación y Reparación de Pozos petroleros implica el empleo de las mejores prácticas y se hace más profunda la extracción de hidrocarburos; se vuelve más difícil y complicada, por lo que es de vital importancia para la Unidad de Negocio de Perforación (UNP) mantener a su personal técnico operativo entrenado en ésta peligrosa disciplina.

El propósito de este manual es proporcionar a los trabajadores de la Unidad de Negocio de Perforación (UNP) las competencias necesarias y suficientes para prevenir detectar y manejar un brote de gas, aceite o agua; con técnicas y métodos internacionalmente avalados y reconocidos por la International Association Drilling Contractors (IADC).

Por todo esto, el control de un brote de gas o aceite requiere de reglas claras. Por lo que este manual las expone a continuación de una forma amena y veraz, garantizando que los trabajadores adquieran los conocimientos requeridos en esta disciplina para que puedan operar en forma preventiva, segura y correcta, a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas que se verán reforzados en este manual.

El Programa de Control de Pozos Well CAP ID: W-650 fue desarrollado por la Unidad de Negocio de Perforación y está acreditado por la International Association Drilling Contractors. (IADC).

Queda prohibida la reproducción parcial o total del contenido de esta publicación, incluido el diseño. Bajo ningún dispositivo manual o electrónico puede reproducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, mecánico u óptico, de grabación o de fotocopia, sin la previa autorización escrita por parte de la Subdirección de Negocio de Perforación.

Coordinación de Incorporación de Tecnología yAdministración de Capital intelectualIng. Víctor M. Hernández Prieto

Subdirección de UNPIng. Baudelio E. Prieto de la Rocha

Edición 2011 - 2012© Derechos Reservados

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Índice GeneralCAPÍTULO 1.- CAUSAS DE LOS BROTES 1

1.- Causas de los Brotes 3 1.1.- Clasificación de Los Brotes: Intencionales y No Intencionales 3

2.- Densidad Insuficiente de Lodo 3

3.- Llenado Insuficiente Durante los Viajes 4

4.- Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería 8

5.- Contaminación del Lodo con Gas (“corte”) 8

6.- Pérdidas de Circulación 9

7.- Presión Anormal de Formación 9

8.- Detección de Formaciones con Presión Anormal 10 8.1.- Aumento en el Ritmo de Penetración 10 8.2.- Densidad de Lutitas 10 8.3.- Recorte de Lutita 10 8.4.- Temperatura en la Descarga del Lodo 11 8.5.- Concentraciones de Cloruros o Contaminación con Agua Salada 11 8.6.- Lodo Cortado con Gas 11 8.7.- Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo 11 8.8.- Conductividad Eléctrica de las Lutitas 12

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CAPÍTULO 2.- DETECCIÓN DE BROTES 13

1.- Indicadores de Brotes 15 1.1.- Aumento en el Gasto de Salida 15 1.2.- Aumento de Volumen en Presas 15 1.3.- Flujo sin Circulación 15 1.4.- El Pozo Acepta Menos Lodo o Desplaza Más en los Viajes 16 1.5.- Aumento en la Velocidad de Perforación 17 1.6.- Disminución de la Presión de Bombeo y Aumento de Emboladas 17 1.7.- Lodo Contaminado con Gas 18 1.8.- Lodo Contaminado con Cloruros 18 1.9.- Cambio en las Propiedades Reológicas del Lodo 18 1.10.- Aumento en el Peso de la Sarta de Perforación 18

2.- Respuesta Oportuna ante Indicadores de Brotes 18 CAPÍTULO 3.- CONCEPTOS DE PRESIONES 21

1.- Tipos de Presión 23 1.1.- Concepto del Tubo en “U” 23 1.2.- Presión 24 1.3.- Presión Hidrostática 24 1.4.- Densidad 24 1.5.- Gradiente de Presión 25 1.6.- Presión de Formación 25 1.7.- Formaciones con Presión Normal 26 1.8.- Formaciones con Presión Subnormal 26 1.9.- Formaciones con Presión Anormal 26 1.10.- Presión de Sobrecarga (PSC) o Presión Total de Formación 26 1.11.- Presiones Máximas Permisibles 27 1.12.- Presión de Fractura 28 1.13.- Fractura de la Formación 29

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1.14.- Presión de Fondo en el Pozo 29 1.15.- Presión de Goteo 31 1.16.- Presión Diferencial 31 1.17.- Transmisión de Presión 32 1.18.- Presiones de Cierre (PCTP Y PCTR) 33 1.19.- Presión de Bombeo y Efecto de la Fricción 33 1.20.- Presiones de Sondeo y Pistoneo 34 1.21.- Pérdidas de Presión en el Sistema de Circulación 35 1.22.- Información de Registros Previa 36

2.- Cálculos Básicos para el Control de un Brote 37 2.1.- Tiempo de Desplazamiento en el Interior de la Sarta 37 2.2.- Volumen Activo del Lodo en el Sistema 38 2.3.- Capacidad de Bombeo de Acuerdo a las Características de la Bomba 38 2.4.- Desplazamiento de la Bomba Tríplex Simple Acción 38 2.5.- Desplazamiento de una Bomba Dúplex Doble Acción 38 2.6.- Densidad de Control (DC) 39 2.7.- Presión Inicial de Circulación (PIC) 39 2.8.- Método Alterno para Conocer la PIC 40 2.9.- Presión Final de Circulación (PFC) 40 2.10.- Información Anticipada en el Pozo 41

3.- Cálculos Complementarios 41 3.1.- Determinación del Tipo de Brote 41 3.2.- Cantidad de Barita Necesaria para Densificar el Lodo 42 3.3.- Incremento en el Volumen de Lodo por Adición de Barita 42

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4.- Prevención 43

5.- Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 43 5.1.- Datos del Pozo 436.- Efecto de Presión en la Relación Altura-Volumen 44

7.- Densidad de Control y Presión de Bombeo 45

8.- Presión Limite Dentro del Pozo 46 8.1.- Máxima Presión Permisible en el Espacio Anular 46 8.2.- Máxima Presión Permisible en el Espacio Anular sin Fracturar la Formación 47 8.3.- Presión y Gasto Reducido de Circulación 50

9.- Unidad de Presión 50 9.1.- Formaciones Acumuladoras de Fluidos 51 9.2.- Saturación de Agua 51 9.3.- Fracturas Naturales 51 9.4.- Presión del Yacimiento 51 9.5.- Temperatura 51 9.6.- Presiones 51 9.7.- Propiedades de los Fluidos 52

CAPÍTULO 4.- PROCEDIMIENTOS PARA CIERRE DE POZOS 53

1.- Procedimientos de Cierre 55 1.1.- Procedimiento de Cierre al Estar Perforando 55 1.1.1- Procedimiento Recomendado para el Cierre 55 1.1.2- Cerrado el Pozo 56

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1.2.- Procedimiento de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE y Válvula de Contrapresión Instalada 56 1.3.- Procedimientos de Cierre al Estar Perforando con TOP-DRIVE sin Válvula de Contrapresión en la Sarta 56 1.4.- Procedimiento de Cierre Suave 56 1.5.- Procedimiento de Cierre Duro del Pozo 56

2.- Criterios para Definir Cuando no se Debe Cerrar el Pozo 57 2.1.- Procedimiento de Cierre al estar Metiendo o Sacando TP 57 2.1.1- Cerrado el Pozo se Debe: 57 2.2.- Procedimiento de Cierre al Estar Metiendo o Sacando Herramienta 58 2.3.- Procedimiento de Cierre al No Tener Tubería Dentro del Pozo 59 2.4.- Procedimientos de Cierre del Pozo al Correr TR (Poca Longitud) 59 2.5.- Procedimiento de Cierre con TR cerca del Fondo 60 2.6.- Procedimiento con Desviador de Flujo 60 2.7.- Perforando y Viajando. Perforando 60 2.8.- Viajando 60 2.8.1- Supervisión Durante La Operación de Cierre del Pozo 61 2.9.- Procedimiento para Conocer la Presión en la TP Cuando se Tenga Válvula de Contrapresión en la Sarta 61

3.- Pérdida de Circulación 61 3.1.- Factores Importantes a Evaluar 61 3.2.- Medidas Preventivas que Deben Considerarse en Zonas de Pérdida 62

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3.3.- Medidas Correctivas que Deben Adoptarse al Presentarse una Pérdida 62 3.4.- Tipos de Tapones para el Control de Pérdidas de Circulación 62

4.- Extracción o Introducción de Tubería 62

5.- Procedimientos para Efectuar Simulacros de Brotes 63 5.1.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Perforando 65 5.1.1- Una Vez Cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 65 5.2.- Simulacro de Cierre del Pozo al estar Metiendo o Sacando Tubería de Perforación 65 5.2.1- Una Vez cerrado el Pozo, se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 65 5.3.- Simulacro al estar Metiendo o Sacando Herramienta 66 5.3.1- Una Vez Cerrado el Pozo Proceder a lo Siguiente: 66 5.4.- Simulacro al No Tener Tubería Dentro del Pozo 66 5.4.1- Una Vez Cerrado el Pozo se Debe Proceder a Simular lo Siguiente: 66 5.5.- Simulacro de Control de Brotes Usando el Desviador de Flujo 77

6.- Prueba de Integridad con Presión 77 6.1.- Integridad de la Formación 78 6.2.- Procedimiento para Efectuar la Prueba de Goteo 79 6.3.- Observación: 79 6.4.- Prueba de Presión e Integridad 81

7.- Límites de Alarma 83 7.1.- Indicadores de Nivel de Presas 83

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7.2.- Indicadores de Flujo en la Línea de Flote 83 7.3.- Tanque de Viajes 84 7.4.- Otros Sensores de Gases Flamables/Explosivos y H2S 85

8.- Información Previa para el Control del Pozo 86 8.1.- Fractura de la Formación 87 8.2.- Presiones Máximas Permisibles 87 8.3.- Cabezales, Válvulas y otras Conexiones 88 8.4.- Preventores de Reventones 88

9.- Verificación del Flujo 88 9.1.- Método de Verificación de Flujo del Pozo al Perforar: 88 9.2.- Método para Verificar flujo del Pozo al Viajar 88

CAPÍTULO 5.- INTRODUCCIÓN DE TUBERÍAS A PRESIÓN 89

1.- Técnicas de Introducción 91 1.1.- Introducir Tubería a Presión 91 1.2.- Deslizar tubería a presión 91 1.3.- Planeación de las Actividades 92 1.4.- Condiciones 92 1.5.- Descripción de la Regulación Hidráulica que Acciona La Unidad Snubbing 93

2.- Deslizando Tubería (Stripping) 93 2.1.- Cálculos Relativos a Volúmenes y Presiones Purgados para un Valor Dado de Lingadas a Bajar Dentro del Pozo 94

3.- Fuerza Ascendente en Función de la Presión del Pozo 95

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CAPÍTULO 6.- CARACTERÍSTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS 99

1.- Características del Gas 101

2.- Tipos de Gas 101

3.- Densidad del Gas 102

4.- Migración del Gas 102

5.- Migración de Gas sin Expansión 102 5.1.- Migración de Gas con Expansión Descontrolada 104 5.2.- Migración de Gas con Expansión Controlada 104

6.- Comportamiento y Solubilidad del Gas 106 6.1.- Migración del Gas 106 6.2.- Comportamiento del Gas 106 6.3.- Medición de la Temperatura 108

CAPÍTULO 7.- FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS 109

1.- Clasificación de los Fluidos de Perforación 111 1.1.- Fluidos Base Agua 111 1.2.- Fluidos Base Aceite 111 1.2.1- Emulsión Inversa 111 1.2.2- Emulsión Directa 111 1.3.- Fluidos Sintéticos con Polímeros 112 1.4.- Gases 112

2.- Descripción de los Fluidos de Perforación 113 2.1.- Fluidos Base Agua 113 2.1.1- Espumas 113

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2.2.- Salmuera Sódicas, Cálcicas, con Polímeros y Densificantes 113 2.2.1- Salmueras Cálcicas 113 2.2.2- Salmueras con Polímeros y Densificantes 113 2.2.3- Fluidos Bentoniticos 113 2.2.4- Fluidos Lignosulfonatos Emulsionados 114 2.2.5- Fluidos Tratados con Calcio 114 2.2.6- Agua Dulce 114 2.3.- Fluidos Base Aceite 114 2.3.1- Emulsión Inversa 114 2.3.2- Fluidos de Baja Densidad 114

3.- Funciones de los Aditivos 114 3.1.- Aditivos para Control de PH, Alcalinidad 114 3.2.- Bactericidas 114 3.3.- Removedores de Calcio 115 3.4.- Inhibidores de Corrosión 115 3.5.- Desespumantes (Antiespumantes) 115 3.6.- Emulsificantes 115 3.7.- Reductores de Filtrado 115 3.8.- Floculantes 115 3.9.- Agentes Espumantes 115 3.10.- Materiales para Pérdidas 115 3.11.- Agentes Lubricantes 115 3.12.- Agentes Liberadores de Tubería 115 3.13.- Control de Inhibidores de Lutitas 116 3.14.- Agentes Activos de Superficie 116

4.- Propiedades Fisíco-químicas de los Fluidos 116 4.1.- Reología Del Fluido 116

5.- Técnicas para Determinar la Densidad del Fluido 117

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6.- Propiedades del Lodo por Incremento en la Densidad y Dilución 118

7.- Condiciones de Seguridad en los Fluidos de Perforación 119

8.- Función Primaria del Fluido de Terminación de Pozos 119 8.1.- Mantener Controlada la Presión de Formación 120 8.2.- Evitar o Minimizar el Daño a la Formación 120 8.3.- Acarreo de Recortes a la Superficie 121 8.4.- Suspensión y Acarreo de Recortes al Detenerse la Circulación 122 8.5.- Soporta Parte del Peso de la Sarta 123 8.6.- Enfriamiento y Lubricación de la Sarta de Trabajo 123 8.7.- Formación de Pared (enjarre) 124 8.8.- Permitir el Medio Adecuado para Efectuar Operaciones con Equipos de Servicio a Pozos 124 8.9.- Evitar Daños a los Accesorios Superficiales 124 8.10.- Prevenir el Factor Temperatura en los Fluidos 125 8.11.- Evitar Riesgos al Personal y al Ambiente 125

9.- Características de los Fluidos de Terminación y de Reparación a los Pozos 125

CAPÍTULO 8.- MÉTODOS DE CONTROL 127

1.- Objetivos de los Métodos de Control 129 1.1.- Registro Previo de Información 129 1.2.- Gasto y Presión Reducidas 129 1.3.- Registro de Presiones de Cierre del Pozo 129 1.4.- Densidad del Fluido para Controlar el Pozo 130 1.5.- Presiones de Circulación al Controlar El Pozo 130 1.6.- Registro del Comportamiento de la Presión-Volumen 130

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2.- Principio de los Métodos de Control con Presión de Fondo Constante 130 2.1.- Objetivos del Método del Perforador 131 2.2.- Objetivos del Método de Control Esperar y Densificar 131 2.3.- Objetivos del Método Concurrente 131

3.- Descripción de los Métodos 131 3.1.- Método del Perforador 131 3.2.- Secuencia 131 3.2.1- Primera Circulación (Con Densidad Original) 131 3.2.2- Segunda Circulación (Con Densidad de Control) 132 3.3.- Recomendación 132 3.4.- Básicamente el Método del Perforador Consiste en: 132 3.5.- Secuencia del Método del Perforador en Diagramas de Tubo en “U” 133

4.- Método de Esperar y Densificar 135 4.1.- Secuencia 135 4.2.- Descripción de los eventos 135

5.- Método Concurrente 136 5.1.- Secuencia 136 5.2.- Descripción de los Eventos 137 5.3.- Desventajas que Afectan su Aplicación 137 5.4.- Soluciones 138 5.5.- Factores de Capacidad Interior 138 5.6.- Volumen Interior 138 5.7.- Capacidad de la Bomba 139 5.8.- Cálculos Complementarios 139

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5.9.- Hoja para el Control de Brotes con Cédula de Trabajo 141

6.- Métodos Alternos de Control de Pozos 142 6.1.- Método de Lubricar y Purgar 142 6.2.- Método de Regresar Fluidos Contraformación (Bullheading) 142 6.2.1- Secuencia 143 6.2.2- Descripción de los Eventos 143

7.- Método De Control Dinámico 144

8.- Circulación Inversa 144

9.- Otros Métodos de Control de Pozos 146 9.1.- Técnicas Alternas Utilizadas para Controlar un Brote 146 9.1.1- Técnica de Desviación del Flujo 146 9.1.2- Ventajas 146 9.1.3- Desventajas 146

10.- Técnica de Estrangulación Limitada 147 10.1.- Problemas Asociados con esta Técnica 147 10.2.- Método Aplicado 149

11.- Método Volumétrico 149

12.- Técnicas Cuando se Presenta un Descontrol Subterráneo 151 12.1.- Indicadores de un Descontrol Subterráneo 152 12.2.- Recomendación para Solucionar un Descontrol Subterráneo 153 12.3.- Bache de Lodo 153 12.4.- Tapón de Barita 153

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13.- Localización de la Zona De Fractura 154

14.- Solución de Problemas Durante el Control 155

15.- Razones Específicas para Seleccionar un Método de Control 155 15.1.- Control Primario 156 15.2.- Control Secundario 156 15.3.- Observación 156 15.4.- Control Terciario 156

16.- Métodos Incorrectos para Controlar un Pozo 157 16.1.- Levantar la Barrena a La Zapata al Detectar un Brote 157 16.2.- Nivel de Presas Constante 157 16.3.- Empleo de Densidad Excesiva 157 16.4.- Mantener Constante la Presión en TR 157 16.5.- Regresar Fluidos a la Formación 158

17.- Concepto de Barreras 158 17.1.- Barreras 158 17.2.- Análisis Operativo y Aplicaciones 162 17.3.- Análisis Operativo 162 17.4.- Determinación de la Aplicación de Barreras 162 17.5.- Aplicación de Barreras 162 17.6.- Barreras Positivas y Condicionales 162 17.7.- Barreras Positivas 163 17.8.- Cambio de Árbol por Preventor al Iniciar una Terminación 163 17.9.- Barreras Condicionales 163 17.10.- Barreras Condicionales 163

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18.- Técnica del Perforador 164 18.1.- Primera Circulación 164 18.2.- Segunda Circulación 164

19.- Técnica de Evaluación de Brotes sin Cerrar Totalmente el Pozo para Arenas de Desarrollo de la Cuenca de Burgos 164

20.- Técnica de Control de Pozo Simplificado 164 20.1.- Ajuste de Presión de Bombeo por Cambio de Gasto 165 20.2.- Objetivos de Buenas Prácticas Sobre Control de Pozos 165 20.3.- Ajuste de Presión de Bombeo por Reducción de Densidad 165 20.4.- Ajuste de Presión de Bombeo por Incrementó de Densidad 165

CAPÍTULO 9.- PROBLEMAS DURANTE EL CONTROL DE UN POZO 167

1.- Estrangulador 169 1.1.- Erosionado 169 1.2.- Obturado 169 1.3.- Identificación del Problema 169 1.4.- Acciones Correctivas 169

2.- Herramientas Tubulares Erosionadas 169 2.1.- Detección del Problema 169 2.2.- Evaluando la Presión del Cierre 170 2.3.- Acciones Correctivas 170

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3.- Problemas en la Tubería de Revestimiento por Presiones Extremas 170 3.1.- Precauciones 171 3.2.- Acciones Correctivas 171

4.- Gas Somero 172 4.1.- Acciones Correctivas 172

5.- Fugas en las Conexiones Superficiales 172

6.- Falla en la Bomba de Lodos 172

7.- Presiones Excesivas en la Tubería de Perforación 173

8.- Brote de Agua Salada 173

9.- Falla En Componentes del Equipo Superficial 173

CAPÍTULO 10.- SISTEMA SUPERFICIAL DE CONTROL DE POZOS 177

1.- Unidad para Operar Preventores 179 1.1.- Depósito Almacenador de Fluido 179 1.2.- Requerimientos de los Acumuladores 179 1.3.- Acumuladores, Requerimiento de Volumen y Pruebas 180 1.4.- Requerimientos de Presión y Precarga de los Acumuladores 182 1.5.- Fuentes de Energía-Requerimientos de las Bombas 182 1.5.1- Potencia de Bomba 182 1.5.2- Sistema de Potencia 184 1.6.- Partes de la Unidad y Recomendaciones 186

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2.- Control Remoto Requerimientos 189 2.1.- Válvulas, Conexiones y Líneas de la Unidad Acumuladora para Operar Preventores 190 2.1.- Pruebas de Operación y Funcionamiento del Sistema 190 2.3.- Tiempo de Respuesta del Sistema de Bombeo 191 2.4.- Prueba de Operación del Sistema de Acumuladores 191 2.5.- Cierre de un Preventor Utilizando la Fuente de Energía Nitrógeno N2 192

3.- Cabezal de Tubería de Revestimiento 192

4.- Carrete de Control 193 4.1.- Especificaciones y Recomendaciones 193

5.- Preventor de Arietes 194 5.1.- Arietes 194 5.2.- Arietes para Tubería 194 5.3.- Características 195 5.4.- Arietes Variables 195 5.5.- Posición de los Arietes Ciegos 195 5.6.- Ventajas 196 5.7.- Desventajas 196 5.8.- Arietes de Corte 197

6.- Preventor Anular 197 6.1.- Características de Diseño 198 6.2.- Recomendaciones de Operación 199 6.3.- Empaquetadura de Preventores (Elastómeros) 199 6.4.- Inspección y Almacenamiento 200

7.- Conexiones Superficiales de Control 201

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7.1.- Consideraciones de Diseño 201 7.1.1.- Línea de Matar 201 7.2.- Especificaciones y Recomendaciones 202 7.3.- Múltiple y Líneas de Estrangular 203 7.4.- Consideraciones de Diseño 203 7.5.- Recomendaciones de Operación 204 7.6.- Estranguladores Ajustables 205 7.7.- Instrucciones de Uso 205 7.8.- Operación y Mantenimiento 206

8.- Anillos y Bridas 201 8.1.- Instalación de Anillos, Bridas y Conexiones 201 8.2.- Tipos de Bridas 207 8.3.- Rangos de Presión 208 8.4.- Anillos para Conexiones Bridadas 208 8.5.- Tipos de Anillo 208 8.6.- Recomendaciones al Instalar Anillos 211 8.7.- Birlos, Espárragos y Tuercas 212 8.8.- Válvulas de Control y Preventor Interior 215 8.9.- Válvulas de la Flecha 215 8.10.- Válvula Inferior de la Flecha 215 8.11.- Válvulas en el Piso de Perforación 217 8.12.- Preventor Interior 217 8.13.- Ventajas 217 8.14.- Válvulas de Compuerta 219

9.- Conjunto de Preventores de Superficie 219 9.1.- Arreglos del Conjunto de Preventores 220 9.2.- Candado de Preventores 222

10.- Sistema Desviador de Flujo 222 10.1.- Instrucciones de Operación y Recomendaciones 223

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11.- Inspección Física del Conjunto de Preventores 224

12.- Pruebas de Presión y Frecuencia 225 12.1.- Requerimientos de las Pruebas de Presión 225 12.2.- Pruebas Operativas al Arreglo de Preventores y Equipo durante los Viajes 226 12.3.- Pruebas Operativas al Arreglo de Preventores y Equipo cada 14 Días 226

13.- Probadores 227

14.- Refaccionamiento Mínimo en el Pozo 228

15.- Equipo Auxiliar para la Detección Oportuna de Brotes 228 15.1.- Indicadores de Flujo en la Línea de Flote 229 15.2.- Indicadores de Nivel en Presas 230 15.3.- Mediciones Utilizando el Tanque de Viajes 230 15.4.- Manómetros de Presión 232 15.5.- Sistemas de Alarma 232

16.- Desgasificador de Lodo 233 16.1.- Separador Gas Lodo 234 16.2.- Características de Diseño 234

17.- Cabeza para Deslizar Tubería Lubricador y Cabeza Rotatoria 235

18.- Sistema Rotatorio de Perforación Top Drive Drilling Systems 235 18.1.- Características de Operación 236

19.- Lubricador Stripper 237

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CAPÍTULO 11.- EQUIPO Y SISTEMAS DE SUPERFICIE 241

1.- Árbol De Producción 243 1.1.- Componentes de Superficie 244 1.1.1- Cabezal de Tubería de Revestimiento 244 1.1.2- Carrete para Tuberías de Revestimiento 244 1.1.3- Cabezal de Tubería de Producción 245 1.1.4- Bolas Colgadoras y Envolventes 245 1.1.5- Carrete Adaptador Colgador 245 1.1.6- Niple o Cople Colgador 245 1.1.7- Árbol de Válvulas 246

2.- Sistemas de Seguridad en Superficie 247

3.- Dispositivo de Seguridad Subsuperficial 247

4.- Dispositivo de Seguridad Superficial 248

5.- Dispositivos que Accionan los Sistemas de Seguridad 248

6.- Empacadores 249 6.1.- Explotando el Intervalo Productor 249 6.2.- Componentes de un Empacador 249 6.3.- Selección de un Empacador 249 6.4.- Anclaje de un Empacador 250 6.5.- Prueba de Efectividad a un Empacador 250 6.6.- Lubricadores 251 6.7.- Equipo de Alta Presión y Partes 251

7.- Funcionamiento y Pruebas de Presión 252 7.1.- Presión de Trabajo del Equipo de Control Superficial 252 7.2.- Razones para Reducir la Presión de Trabajo 253

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7.3.- Áreas de Riesgo Durante el Cierre y Control de Pozo 254

CAPÍTULO 12.- MARCO NORMATIVO 257

1.- Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente 259

2.- Reglamento de Trabajos Petroleros 268

3.- Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias 271 3.1.- Información Adicional 273

4.- Reglas en Operación de Perforación de Pozos 274 4.1.- Visitas de Inspección 274 4.1.1- Acceso a la Unidad Perforadora 274 4.2.- Requerimientos Generales 274 4.3.- Prácticas Recomendadas para Soldar y Cortar 276 4.4.- Factores a Considerar en el Diseño del Pozo 277 4.5.- Sistema y Programa de Lodos 278 4.5.1- Control de Brotes 278 4.5.2- Equipo para Análisis y Monitoreo de Lodo 278 4.5.3- Cantidades de Lodo 280 4.5.4- Precauciones en Áreas Cerradas Donde se Maneja Lodo 278 4.6.- Tuberías de Revestimiento y Cementaciones 281 4.6.1- Requerimientos Generales 278 4.7.- Tubería Conductora o Estructural 282 4.8.- Tubería de Revestimiento Superficial 282 4.9.- TR Intermedia 282

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4.10.- TR de Explotación 283 4.11.- Tiempo de Fraguado 283 4.12.- Pruebas de Presión De TR’S 283

5.- Componentes para la Prevención de Reventones 283 5.1.- Pruebas, Operación, Inspección y Mantenimiento a Sistemas de Preventores 285 5.1.1- Pruebas de Baja Presión 285 5.2.- Prueba de Componentes del Sistema de Prevención de Preventores 286 5.3.- Frecuencia de Prueba 286

6.- Preventores Submarinos y Requerimientos 287

7.- Operaciones Con Sartas Combinadas Para Tuberías De Trabajo 287

8.- Sistema Desviador De Flujo 288

9.- Simulacros de Control de Brotes y Seguridad en el Agua 288

10.- Entrenamiento en Control de Brotes 289

11.- Supervisión y Vigilancia 289

12.- Seguridad en el Agua y Sobrevivencia en el Mar 290 12.1.- Botes Salvavidas y Cápsulas (Balsas) 292 12.2.- Simulacros de Emergencia 293 12.3.- Simulacros de Abandono de la Instalación Marina 293 12.4.- Simulacros de Lanzamiento de Botes Salvavidas y Cápsulas 294

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12.5.- Simulacro Hombre al Agua 294 12.6.- Condiciones Cuando Hay Mal Tiempo 295 12.7.- Amaraje de Emergencia para un Helicóptero 295 12.8.- Comunicaciones Marinas – Equipos de Emergencia 296 12.9.- Señales Internacionales de Socorro 296 12.10.- Embarcaciones de Rescate en Espera 296

13.- Trabajos en Ambientes Amargos 296 13.1.- Sulfuro de Hidrógeno (Ácido Sulfhídrico) 297 13.2.- Protección y Seguridad del Personal 297 13.3.- Sistema Visible de Alarma 298 13.4.- Sistema de Alarma Audible 298 13.5.- Equipo para la Protección y Monitoreo de H2S 299 13.6.- Equipo de Protección Respiratoria 299 13.7.- Equipo Adicional de Seguridad 299 13.8.- Equipos de Ventilación 300 13.9.- Notificación a las Autoridades Competentes 300 13.10.- Programa de Lodos en Zonas que Contienen Ácido Sulfhídrico 300 13.11.- Atmósferas con Gas Amargo 300 13.12.- Prueba de Formación en Zonas con H2S 301 13.13.- Propiedades Metalúrgicas del Equipo para Uso en Zonas con H2S 301 13.14.- Requerimientos Generales al Operar en Zonas con H2S 301 13.14.1- Precauciones Adicionales Después de Penetrar Zonas con H2S 301 13.15.- Seguridad Del Pozo 303

14.- Operaciones de Terminación de Pozos 303 14.1.- Requerimientos Generales 303

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14.2.- Fluidos de Control, Equipo y Operaciones 304 14.3.- Equipo Para El Control Del Influjo 304 14.4.- Sistema para Control del Influjo : Pruebas a Presión, Registros y Simulacros 306 14.5.- Tubería de Producción, Cabezal y Árbol de Válvulas 307

15.- Operaciones en Reparación de Pozos 307 15.1.- Requerimientos Generales 307 15.2.- Ácido Sulfhídrico (H2S) 308 15.3.- Fluidos de Control, Equipo y Operaciones 308 15.4.- Equipo para El Control de Brotes 309 15.5.- Sistema para El Control de Brotes: Pruebas a Presión, Registros y Simulacros. 310 15.6.- Tubería de Producción, Cabezal y Árbol de Válvulas 310 15.7.- Operaciones con Línea de Acero 310

16.- Abandono de Pozos 310 16.1.- Probando Retenedores, Tapones Mecánicos o de Cemento 311 16.2.- Aislando o Taponando Intervalos Disparados 311 16.3.- Verificación de la Limpieza de la Localización 312 16.4.- Criterios de Calificación 313 16.4.1.- Criterios de Calificación en Operaciones de Perforación 313 16.5.- Criterios de Calificación en Operaciones de Terminación 316 16.6.- Criterios de Calificación en Operaciones de Reparación de Pozos 316 16.7.- Criterios de Calificación en Abandono de Pozos 317

17.- Terminología de Medio Ambiente 317

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CAPÍTULO 13.- OPERACIONES EN TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS 321

1.- Introducción 323

2.- Terminación de Pozos 323 2.1.- Terminación Exploratoria (T.E.) 324 2.2.- Terminación de Desarrollo (T.D.) 324 2.3.- Terminación de Pozo Inyector 324 2.4.- Terminación en Agujero Abierto 324 2.5.- Terminación con T.R. Perforada 325

3.- Tipos de Aparejos de Producción 326 3.1.- Aparejo Sencillo Fluyente 326 3.2.- Aparejo Sencillo Bombeo Neumático 326 3.3.- Aparejo Doble Terminación Fluyente 327 3.4.- Aparejo Sencillo Fluyente con Cámara de Acumulación 327 3.5.- Aparejo Sencillo de B.N. con Cámara de Acumulación 328

4.- Reparación a los Pozos 329 4.1.- Reparación Mayor (RMe) 329 4.2.- Reparación Menor (RM) 329

5.- Operaciones de Mantenimiento a los Pozos 330 5.1.- Invasión de Agua Salada 330 5.2.- Agotamiento y Baja Recuperación del Intervalo 330 5.3.- Daños a las Formaciones Productoras 331 5.4.- Cementaciones Primarias Defectuosas 331 5.5.- Desprendimientos y Roturas en las Tuberías de Revestimientos 332 5.6.- Relación Gas-Aceite (RGA) 332

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5.7.- Sistema Primario de Recuperación del Pozo 333 5.8.- Inyección de Agua 333

6.- Operaciones de Reparación Menor 333 6.1.- Acumulación de Arena Frente a los Intervalos Abiertos 333 6.2.- Tuberías Obturadas en su Interior con Sal, Arena o Fluidos 333 6.3.- Tuberías Obturadas en su Interior con Sal, Arena o Fluidos 334 6.3.1.- Comunicación entre TP Y TR 334 6.4.- Cambios en el Aparejo de Producción o en El Sistema de Recuperación de Acuerdo a la Etapa Productiva del Pozo 334 6.5.- Yacimiento Agotado 334

APÉNDICE.- 337Formulario Básico 339Fórmulas Prácticas (No Científicas) 343

GLOSARIO.- 353

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Unidad de Negocio de Perforación2

ÍNDICE

1. Causas de los brotes 3__________________________________

2. Densidad Insuficiente de Lodo 3__________________________________

3. Llenado Insuficiente Durante los Viajes 4__________________________________

4. Sondeo del Pozo al Sacar la Tubería 8__________________________________

5. Contaminación del Lodo con Gas (“corte”) 8__________________________________

6. Pérdidas de Circulación 9__________________________________

7. Presión Anormal de Formación 9__________________________________

8. Detención de Formaciones con Presión Anormal 10__________________________________

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Capacitación y Desarrollo Técnico 3

1. CAUSAS DE LOS BROTES

BROTE: Es la entrada de fluidos provenien-tes de la formación al pozo, tales como aceite, gas o agua (Mezcla gas/aceite).

Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo una cantidad de lodo de perforación, y si dicho brote no es detectado, ni corregido a tiempo, se podrá producir un reventón o descontrol.

DESCONTROL: Se define como un brote de fluidos, el cual no se puede manejar a voluntad.

Los brotes ocurren como resultado de que la presión de formación es mayor que la ejer-cida por la presión hidrostática del lodo, la cual causa que los fluidos del yacimiento

fluyan hacia el interior del pozo.

1.1 Clasificación de Los BrotesIntencionales y No Intencionales

Los intencionales son por ejemplo; los que son producto de una acción provoca-da como: de una prueba de formación, de una prueba de producción, redisparo de un intervalo, y las operaciones de perforación bajo balance. Los no intencionales son los explicados a continuación.

Normalmente, en las operaciones de perfo-ración se conserva una presión hidrostática ligeramente mayor que la de formación, de esta forma se previene el riesgo de que ocu-rra un brote.

En ocasiones, la presión de formación exce-derá a la presión hidrostática ejercida por el lodo y ocurrirá un brote, originado por:

• Densidad insuficiente de lodo.• Llenado insuficiente durante los viajes.• Sondeo del pozo al sacar tubería dema-

siado rápido. Pistoneo del pozo al meter tubería demasiado rápido.

• Pérdidas de circulación.• Contaminación del lodo con gas (lodo

cortado por gas).

2. DENSIDAD INSUFICIENTEDE LODO

La densidad insuficiente del lodo es una de las causas predominantes por las que se originan los brotes. En los últimos años se ha hecho énfasis en perforar con den-sidades de lodo mínimas con el objeto de optimizar las velocidades de penetración; es decir, que la presión hidrostática sea so-lamente la suficiente para contener la pre-sión de formación.

Sin embargo, cuando se perfora una zona permeable mientras se usan densidades mí-nimas de lodo, los fluidos de la formación pueden fluir hacia el pozo y puede producir-se un brote.

Los brotes causados por densidades insufi-cientes de lodo pudieran parecer tener la solución obvia de perforar con densidades de lodo altas; sin embargo, esto no es lo más viable por varias razones:

Tabla 1Requerimien-to de llenado en diferentes geometrías y densidades al

extraer tuberías (lingadas).

TR TP DENSIDAD gr/cm3

pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

10 ¾3 ½ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

5 5 5 5 5 5 5 5 5 5


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

9 ⅝

3 ½ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

4 ½ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

5 5 5 5 5 5 5 5 5 5


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

7 ⅝

2 ⅜ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

2 ⅞ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

3 ½ 5 5 5 5 5 4 4 4 4

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• Se puede exceder el gradiente de frac-tura de la formación e inducir una pérdi-da de circulación.

• Se incrementa el riesgo de tener pega-duras por presión diferencial.

• Se reduce significativamente la velo-cidad de penetración. Por lo tanto, la mejor solución será mantener la pre-sión hidrostática ejercida por el lodo ligeramente mayor que la presión de formación.

3. LLENADO INSUFICIENTEDURANTE LOS VIAJES

El llenado insuficiente del pozo durante los viajes, es otra causa predominante de que ocurran los brotes. A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel del lodo dentro del mismo disminuye debido a que el volumen de acero de la tubería desplaza una cierta cantidad del lodo al ser introducida al pozo.

Conforme se extrae tubería y el pozo no se llena con lodo, el nivel del mismo decrece y, por consecuencia, también la presión hi-drostática.

De lo anterior se deduce la vital importan-cia de llenar el pozo con lodo periódicamen-te, evitando así un posible brote. Esto es más crítico cuando se saca la herramienta (de mayor desplazamiento), como es el caso de los lastrabarrenas y la tubería pesada de pared gruesa (H.W.).

De acuerdo con las normas API-16D, API-RP59 y UNP, al estar sacando la tubería, debe llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo acuse una disminución de 3.5 kg/cm2 a 5 kg/cm2 (dependiendo de las condiciones del pozo).

Tabla 2Requerimiento de llenado en dife-

rentes geometrías y densidades al extraer tuberías HW (lingadas).


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

10 ¾3 ½ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

5 4 4 4 3 3 3 3 3 3

TR TP HW DENSIDAD gr/cm3

pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

7 ⅝ 3 ½ 4 4 3 3 3 3 3 2 2

TR TP HW DENSIDAD gr/cm3

pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

7 3 ½ 3 2 2 2 2 2 2 2 2


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

7

2 ⅜ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

2 ⅞ 5 5 5 5 5 5 5 5 5

3 ½ 4 4 4 4 3 3 3 3 3


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

521

(lb/pie)

2 ⅜ 5 5 5 5 4 4 4 3 3

2 ⅞ 2 2 2 2 2 2 2 1 1


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

518

(lb/pie)

2 ⅜ 5 5 5 5 4 4 4 3 3

2 ⅞ 3 2 2 2 2 2 2 2 2

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TR DC DENSIDAD gr/cm3

pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

10 ¾ 7 ¼ 4 1 1 1 1* 1* 1* 1* 1*


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

9 ⅝6 ¼ 1 1 1 1 1 1 1 1* 1*

6 ½ 1 1 1 1* 1* 1* 1* 1* 1*


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

7 ⅝4 ¾ 1 1 1 1 1 1 1 1 1

5 1 1 1 1 1* 1* 1* 1* 1*


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

7 4 ¾ 1* 1* 1* 1* 1* 1* 1* 1* 1*


pg 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20

9 ⅝ 5 4 4 4 3 3 3 3 3 3

Tabla 3Requerimiento de llenado en diferentes geometrías y densidades al extraer lastrabarrenas (DC)

en lingadas.

* De acuerdo a las normas internacionales de seguridad, en estos arreglos geométricos y densidades, se deberá llenar el pozo continuamente.

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DIAM.EXTERIOR pg

PESOlb/pie

DIAM. INTERIORpg

DESPLAZAMIENTOlt/m

2 ⅜ 6.65 1.815 1.26

2 ⅞ 10.4 2.151 1.97

3 ½ 13.3 2.764 2.52

3 ½ 15.5 2.602 2.94

4 ½ 16.6 3.826 3.15

4 ½ 20 3.64 3.79

5 19.5 4.276 3.70

5 25.6 4 4.89

DIAM.EXTERIOR pg

PESOlb/pie

DIAM. INTERIORpg

DESPLAZAMIENTOlt/m

4 ¾ 47 2 ¼ 8.92

5 53 2 ¼ 10.06

6 ¼ 91 2 ¼ 17.27

6 ½ 91 2 13/16 17.27

7 ¼ 119 2 13/16 22.59

8 147 3 27.9

9 ½ 216 3 41.00

DIAM.EXTERIOR pg

PESOlb/pie

DIAM. INTERIORpg

DESPLAZAMIENTOlt/m

3 ½ 25.31 2.062 4.804

4 ½ 42 2.75 7.97

5” 50 3 9.49

Tabla 4Desplazamientos de distintos diá-metros y herra-mienta para la

determinación del volumen necesa-rio para llenar el

pozo.

Tabla 5Tubería de perfora-

ción (H.W.).

Tabla 6Herramienta.

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Esto implica que se le debe indicar al per-forador el número de lingadas de tubería de perforación o lastrabarrenas que pueda sacar del pozo antes de llenar nuevamente el espacio anular, así como el volumen del lodo requerido para llenarlo cada vez que se realice un viaje de tubería.

4. SONDEO DEL POZO ALSACAR LA TUBERÍA

El efecto de sondeo se refiere a la acción del pistón y el cilindro que ejerce la sarta de perforación dentro del pozo.

Es decir, cuando se mueve la sarta hacia arriba, ésta tiende a levantar el lodo con mayor rapidez que la que el lodo tiene para caer por la sarta y la barrena.

En algunas ocasiones, la barrena, los lastra-barrenas, la tubería HW o los estabilizado-res se “embolan” con sólidos de la forma-ción, haciendo más crítico dicho efecto.

Si esta reducción de presión es lo suficien-temente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por debajo a la formación, dará origen a un des-equilibrio que podrá causar un brote.

Entre las variables que influyen en el efecto de sondeo están las siguientes:

• Velocidad de extracción de la tubería.• Propiedades reológicas (viscosidad

alta, gelatinosidad alta, enjarre grueso) del lodo.

• Geometría del pozo.• Estabilización de la sarta.

Siendo la velocidad de extracción de la tu-bería la única variable que pudiera sufrir modificaciones, se comprende la importan-cia de disminuirla para reducir el efecto de sondeo.

5. CONTAMINACIÓN DELLODO CON GAS (“CORTE”)

Los brotes se pueden originar debido a una reducción en la densidad del lodo a causa de la presencia del gas contenido en la roca cortada por la barrena.

Al perforar demasiado rápido, se puede des-prender el gas contenido en los recortes en tal cantidad que reduzca sustancialmente la densidad del lodo. Al reducir ésta, lógi-camente también se reduce la presión hi-drostática en el pozo, de manera que si ésta es menor que la presión de formación, una cantidad adicional de gas entrará al pozo.

Figura 1Efecto de sondeo

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El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo “cortado” Una pequeña can-tidad de gas en el fondo del pozo represen-ta en la superficie un gran volumen debi-do a su expansión. Han ocurrido brotes por esta causa, los cuales se han transformado en reventones, por lo que, para reducir su efecto se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

• Reducir el ritmo de penetración.• Aumentar el gasto de circulación.• Circular el tiempo necesario para desga-

sificar el lodo.

6. PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN

Las pérdidas de circulación son los proble-mas más comunes durante la perforación de un pozo y se clasifican en dos tipos:

• Pérdidas naturales o intrínsecas.• Pérdidas mecánicas o inducidas.

Si la pérdida de circulación se presenta du-rante el proceso de la perforación de un pozo, se corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o de yacimiento en un pozo explora-torio o delimitador.

Al perder la columna de lodo, la presión hi-drostática ejercida por el mismo, ésta pue-de disminuir a un punto tal, que permita que el pozo fluya originando un brote.

Con el objeto de reducir las pérdidas de cir-culación se recomienda efectuar las prácti-cas siguientes:

• Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo.

• Mantener el mínimo de sólidos en el pozo.

• Mantener los valores reológicos en con-diciones óptimas de operación.

• Reducir las pérdidas de presión por fric-ción en el espacio anular.

• Evitar incrementos bruscos de presión.• Reducir la velocidad de introducción de

la sarta.

7. PRESIÓN ANORMAL DE FORMACIÓN

La presión de la formación es la que existe dentro de los espacios porosos de la roca. Esta presión es la resultante de la sobre-carga y ejerce tanta presión sobre la for-mación como sobre los fluidos contenidos en ella. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de fluidos en los poros de la formación y la densidad de los fluidos contenidos en los espacios porosos.

Las presiones en la formación pueden ser normales, anormales o subnormales.

Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores que la hidrostá-tica del fluido contenido en la formación. Se generan durante la fase de compactación, restringiendo el movimiento de los fluidos, forzando de esta manera a que la sobrecar-ga sea soportada más por el fluido que por los granos de la roca. Esta presurización de los fluidos excede por lo general 0.108 kg/cm2/m y en ocasiones, para controlar estas presiones de formación, se pueden necesi-tar fluidos de mayor densidad y a veces su-periores a los 0.224 kg/cm2/m.

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8. DETECCIÓN DE FORMACIONESCON PRESIÓN ANORMAL

Los indicadores de una formación con pre-sión anormal incluyen: el ritmo de penetra-ción, la densidad de la lutita, la cantidad y apariencia del recorte, la temperatura en la descarga, la concentración de cloruros o agua salada en el lodo, el lodo contaminado con gas, las propiedades reológicas del lodo y la conductividad de la lutita. Sin embar-go, ninguno de estos indicadores es absolu-to; por lo tanto, deberán analizarse en con-junto. Cuando varios indicadores muestran la posible presencia de una formación con presión anormal, habrá entonces una alta probabilidad de que dicha formación exista realmente. En caso de aparecer alguna indi-cación de su existencia, deberá observarse el pozo cuidadosamente.

8.1 Aumento en el Ritmo de Penetración

Cuando la presión de formación es mayor que la presión del pozo, aumenta consi-derablemente el ritmo de penetración de la barrena. Por lo tanto, al encontrar una zona de presión anormal puede ocasionar-se un aumento en el ritmo de penetración. Sin embargo, se sabe que hay otros mu-chos factores que contribuyen al ritmo de penetración; por lo que, este no es un in-dicador absoluto de la presencia de presio-nes anormales.

Algunos factores que afectan al ritmo de penetración son: el desgaste de la barrena, su tamaño y tipo, el tipo de formación, las propiedades del lodo, la velocidad de rota-ción, la carga sobre barrena y el gasto de circulación.

Cuando ocurra un “quiebre” en el avance y no haya cambio en alguna de las otras va-riables, se debe sospechar la presencia de una zona con presión anormal, pero cuando una de estas variables cambia al ocurrir el “quiebre”, el análisis de la situación se tor-na más difícil.

8.2 Densidad de Lutitas

La densidad de la lutita se puede usar como indicador de la presencia de formaciones anormalmente presionadas. Esta densidad normalmente aumenta con la profundidad, debido a la creciente compactación de la lutita a medida que ésta se encuentra en estratos cada vez más profundos. Las condi-ciones geológicas que dan origen a las pre-siones anormales son de tal naturaleza que causan retención de grandes cantidades de agua por parte de las lutitas, y esta agua causa una densidad global baja. Consecuen-temente, una disminución en la densidad global de la lutita (desviación de la tenden-cia normal establecida) nos indicará la exis-tencia de presiones anormales. La densidad de la lutita se puede medir a pie de pozo, con equipo relativamente sencillo.

8.3 Recorte de Lutita

La apariencia y cantidad del recorte de luti-ta también proporciona información útil con respecto a la detección de brotes.

En formaciones con presión anormal donde la densidad del lodo es insuficiente, la presión de formación tiende a empujar la lutita hacia el pozo, originándose lo que se conoce co-múnmente como problema de “lutitas delez-nables”. Cuando esto ocurre; el recorte tien-de a llegar a la superficie en mayor cantidad.

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La lutita que se desprende del pozo (derrum-be) presenta superficies de apariencia puli-mentada debido a su separación a lo largo de los planos de depositación.

Como para analizar el recorte, éste tiene que sacarse a la superficie por circulación, debe considerarse un tiempo de atraso para poder asociar los datos obtenidos del recorte con la profundidad real de donde proviene.

8.4 Temperatura en la Descarga del Lodo

La temperatura del lodo en la línea de flo-te se usa algunas veces como indicador de la presencia de formaciones con presión anor-mal. Esto se debe a que dichas zonas están generalmente a mayor temperatura que las zonas con presión normal localizada en esa misma profundidad, en la misma área.

Si todos los otros parámetros importantes permanecieran constantes, se estabilizaría la temperatura del lodo en la descarga, con lo cual se obtendría un perfil muy uniforme; sin embargo, éste no es el caso. Las conexio-nes, los tipos de barrena y los cambios tanto en el gasto como en el ritmo de penetración causan fluctuaciones en la temperatura de salida; es por esto que este dato resulta a ve-ces de poco valor en la detección de brotes. Sin embargo, en ocasiones, un aumento en la temperatura de salida estabilizada se debe a presiones anormales.

8.5 Concentraciones de Cloruros oContaminación con Agua Salada

La concentración de cloruros o la detección de agua salada en el lodo es un indicador de un influjo de fluidos de la formación al pozo. La presencia del agua salada confirma que la presión de formación ha excedido a la pre-sión hidrostática del lodo. Una posible causa de esta situación puede ser el hecho de estar perforando una zona de presión anormalmen-te alta.

8.6 Lodo Cortado con Gas

Un aumento en la cantidad de gas presente en el lodo también puede ser un indicador de la presencia de zonas con presión anormal-mente alta.

Un aumento en la cantidad de gas en el lodo puede observarse al estar haciendo un viaje o al realizar una conexión. También existirá gas en el lodo si se está perforando una forma-ción productora de gas. A este gas se le cono-ce como “gas de fondo”. Cualquier aumento en la cantidad de gas en el lodo observado después de efectuar un viaje o realizar una conexión o debido a un aumento del gas de fondo puede deberse a la presencia de for-maciones con presiones anormales.

8.7 Cambio en las PropiedadesReológicas del Lodo

La entrada de fluidos de la formación dentro del pozo puede contaminar al lodo de perfo-ración. La floculación y un espesamiento del lodo pueden ser el efecto de la contamina-ción. Cuando las propiedades reológicas del lodo.

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En debe tenerse presente que esto pudiera deberse a zonas con presiones anormales.

8.8 Conductividad Eléctrica de las Lutitas

La conductividad eléctrica de formaciones lu-títicas está determinada básicamente por la cantidad de agua contenida dentro de ellas. La presencia de cantidades adicionales de agua dentro de las formaciones lutíticas pue-de asociarse con zonas de presión anormal.

Los registros eléctricos que se corren con el propósito de evaluar las formaciones pueden ser usados para determinar la conductividad eléctrica de las formaciones lutíticas.

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ÍNDICE

1. Indicadores de brotes 15__________________________________

2. Respuesta Oportuna ante Indicadores de Brotes 18__________________________________

DETECCIÓN DE BROTEAl momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia es desplazado fuera del pozo, si el brote no es detectado ni corregido a tiempo, el problema se puede complicar hasta llegar a producir un reventón.En la detección oportuna del brote, se puede tener hasta un 98% de probabilidades de controlarlo. Los in-dicadores de que el lodo está influyendo fuera del pozo, pueden ocurrir en las siguientes etapas, durante el proceso de perforación del mismo.

• Al estar perforando.• Al sacar o meter tubería de perforación.• Al sacar o meter herramienta.• Al no tener tubería dentro del pozo.

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1. INDICADORESDE BROTES

Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo.

Los indicadores definidos de que el lodo está fluyendo fuera del pozo son: aumento del vo-lumen en el gasto de salida, aumento de vo-lumen en presas mientras se está circulando con un gasto constante, flujo del pozo con la bomba parada; y el hecho de que el pozo acepte menos lodo o fluya de él más lodo que el calculado para el viaje. Otros indicadores de la presencia de un brote son:

Aumento en el ritmo de penetración; dismi-nución en la presión de circulación y aumen-to en el número de emboladas de la bomba; aumento en el gas del viaje, de conexión o de fondo; presencia de agua en el lodo y au-mento de cloruros en el lodo.

1.1. Aumento en el Gasto de Salida

Un aumento en el gasto normal de salida es también una indicación de que está ocurrien-do un brote, que a su vez está empujando lodo adicional fuera del pozo. Esta situación

puede ser detectada observando el flujo del lodo a través de la temblorina y cualquier cambio fuera de lo normal. Existen equipos medidores de gasto, que pueden detectar esas variaciones en forma automática.

1.2. Aumento de Volumen en Presas

Suponiendo que no se añada fluido ni a los tanques ni a las presas de lodo, una ganan-cia en el volumen de cualquiera de éstos, al estar perforando, es un signo seguro de que se tiene un brote. Existe equipo de medición de volumen que debe tenerse en las presas y los tanques de lodo que hace sonar una alar-ma indicadora si el nivel de lodo aumenta o disminuye una cantidad prefijada. También hay disponibles, accesorios que mantienen un registro constante del volumen en presas. A estos se les conoce como totalizadores de volumen en presas, y los hay en diferentes marcas y modelos.

1.3. Flujo sin Circulación

La indicación más definida de un brote es un pozo fluyendo con las bombas paradas. Si el indicador así se manifiesta, es seguro que un brote está en camino. Atender un pozo de esta

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manera se le conoce como “observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo son de-tenidas y el espacio anular es observado para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel estático del fluido está aumentando. Cuando se “observa el pozo”, la práctica nor-mal consiste en subir la sarta de perforación de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotatoria.

Antes de poder observar si existe flujo, debe llenarse con lodo el espacio anular, en caso de que no esté lleno.

1.4. El Pozo Acepta Menos Lodo oDesplaza Más en los Viajes

Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícil detec-tar un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote en sus inicios, es necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida o sacada del pozo y el volumen de lodo desplazado o requerido para su llenado correspondiente.

Al meter tubería dentro del pozo, se despla-zará lodo hacia fuera. El volumen de lodo des-plazado deberá ser igual al volumen de acero de la tubería introducida. Si el volumen des-plazado es mayor que el volumen del acero, los fluidos de la formación estarán entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera; es de-cir, estará ocurriendo un brote. Si el volumen del lodo desplazado es menor que el volumen de acero de la tubería introducida, entonces se tendrá pérdida de circulación.

En caso de que se esté sacando tubería del pozo, se debe añadir lodo para que vaya ocu-pando el espacio desocupado por la tubería

que ya se sacó. El volumen de lodo requerido para llenar el pozo debe ser igual al volumen de acero que ha sido extraído. Si, por el con-trario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo, entonces se tendrá una indica-ción de que está ocurriendo un brote. Ahora bien, si la cantidad de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero extraído, entonces se tendrá una pér-dida de lodo. La extracción de tubería es una operación más crítica que su introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo. En otras palabras, tanto el efecto de sondeo como el de llenado ocasional del pozo reducen la presión en el fondo y esto puede originar que ocurra un brote. Ambas operaciones de viaje requieren que se deter-mine el volumen del acero de la tubería. El método que se prefiere para su cálculo es a partir de las tablas de desplazamiento, para el tamaño y peso de la tubería en particular que se va a sacar o meter. Otra manera es aplicando la fórmula correspondiente.

El volumen real requerido para llenar el pozo puede medirse mediante (1) tanque de via-jes, (2) medidor de gasto, (3) cambio en el nivel en las presas y (4) contador de embo-ladas.

Cuando se mete tubería, el tanque de viajes deberá utilizarse para medir el volumen de lodo desplazado del pozo, dependiendo de la forma en que estén hechas las conexiones. Es aconsejable que el tanque de viajes esté dispuesto de tal manera que se pueda utili-zar para medir el volumen de lodo llenado o desplazado del pozo. Pueden instalarse medidores de gasto de tal manera que mi-dan el volumen bombeado dentro del pozo o el volumen de lodo desplazado. El nivel

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de la presa de lodos debe ser sensible a los cambios en el volumen de lodo; sin embargo, debe recalcarse que se necesita un volumen grande de lodo para que el cambio pueda ser notorio, especialmente en presas con una área bastante grande.

El determinar el volumen de lodo contando el número de emboladas puede hacerse so-lamente cuando se está llenando el pozo. No puede utilizarse cuando se está metiendo tu-bería y ésta desplaza lodo del pozo, puesto que este lodo no pasa a través de la bomba.

Ahora veamos los indicadores de brotes al es-tar perforando:

1.5 Aumento en la Velocidadde Perforación

Un aumento en la velocidad de perforación puede ser un indicador de un posible brote. La velocidad de perforación está en función de varios factores, como:

• El peso sobre la barrena.• Velocidad de rotación.• Densidad de lodo.• Hidráulica.• Características de la formación.

Pero también está determinada por la dife-rencia entre la presión hidrostática del lodo y la formación. Es decir, que si la presión de formación es mayor que la presión hidrostá-tica dentro del pozo, aumentará considera-blemente la velocidad de penetración de la barrena. Cuando esto ocurra y no haya cam-bios en alguna de las otras variables, se debe sospechar la presencia de un posible brote. Esta posibilidad es mayor cuando se perforan

en zonas de presión anormal de yacimiento.

1.6 Disminución de la Presión deBombeo y Aumento de Emboladas

Cuando un brote ocurre mientras se está per-forando, los fluidos debido al brote estarán únicamente en el espacio anular.

La presencia de dichos fluidos, que tienen una densidad menor que la del lodo, causa-rá que la presión hidrostática en el espacio anular sea menor que la presión hidrostática dentro de la sarta de perforación.

La diferencia de presiones ayuda a que el lodo dentro la sarta fluya hacia el espacio anular más fácilmente, con la consecuente disminu-ción de presión de bombeo y el aceleramien-to de la bomba de lodo, el cual se manifiesta en el aumento de emboladas.

Sin embargo, hay que hacer notar que una disminución de presión de bombeo también puede deberse a las causas siguientes:

• Reducción en el gasto de circulación.• Agujero o fisura en la TP.• Junta de la sarta lavada por presión.• Desprendimiento de una tobera en la ba-

rrena.• Cambio en las propiedades del lodo.

Como se observa, la decisión final se tomará después de haber ponderado varios indicado-res del brote.

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1.7 Lodo Contaminado con Gas

La aparición del lodo contaminado con gas, puede deberse al fluido contenido en los re-cortes de la barrena o al fluido de la forma-ción del pozo que está siendo circulado a la superficie. Conforme el gas se va expandien-do al acercarse a la superficie (por la reduc-ción de presión al disminuir la columna de lodo sobre él), el lodo contaminado con gas provoca disminución en la presión hidrostáti-ca, lo cual puede ocasionar un brote.

1.8 Lodo Contaminado con Cloruros

La detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua pueden ser indicadores de que los fluidos de la formación estén en-trando al pozo y, por consecuencia, sean el origen posible de un brote.

Sin embargo, el aumento de cloruros también puede ser originado al perforar una sección salina.

1.9 Cambio en las PropiedadesReológicas del Lodo

Cuando las propiedades reológicas cambien, debe tenerse presente que tal variación pudo ser causada por la entrada de un fluido inva-sor, lo cual se manifiesta con variación en la viscosidad, relación agua-aceite y la precipi-tación de sólidos.

1.10 Aumento en el Peso dela Sarta de Perforación

Aún cuando este indicador es difícil de de-tectar, es conveniente mencionarlo. Cuando ocurre un brote y los fluidos de la formación

(que tiene menor densidad que el lodo) en-tran al pozo, el efecto de flotación de la sarta de perforación se reduce, ocasionando como resultado un incremento en el peso de la tu-bería, siendo más representativo en lodos de alta densidad, ya que tiene un factor de flo-tación mayor.

2. RESPUESTA OPORTUNA ANTEINDICADORES DE BROTES

Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se encuentra fluyendo, generalmente un bro-te está en camino. A la acción de verificar el estado de un pozo se le conoce como “obser-var el pozo”.

Esto significa que las bombas de lodo son de-tenidas y los niveles en TP y TR son observa-dos para determinar si el pozo continúa flu-yendo o si el nivel de lodo está aumentando.

Al observar el pozo, se recomienda como práctica subir la sarta de perforación, de ma-nera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotaria.

Es conveniente considerar que si fluye el pozo, puede deberse a una descompensación de columnas de lodo, por lo que se deberán observar ambos niveles (TP y TR) para la toma de decisiones correctas.

El aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con un gasto constante, ge-neralmente es señal de que está ocurriendo un brote.

El flujo de salida puede determinarse con gran exactitud con el dispositivo denominado indicador de flujo en la línea de flote.

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Generalmente, una ganancia o aumento de volumen en presas al estar perforando es in-dicativo de que se tiene un brote.

El volumen de lodo en presas puede medir-se con un sensor automático instalado en las mismas.

Ninguno de los indicadores mencionados es absoluto; por lo tanto, se deben analizar en conjunto.

Sin embargo, cuando exista la presencia de alguno de estos indicadores, se justifica el tener que investigar de inmediato la causa, ya que se requiere una pronta respuesta a cualquier indicador para poder mantener en control el pozo.

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ÍNDICE

1. Tipos de Presión 23__________________________________

2. Cálculos Básicos para el Control de un Brote 37__________________________________

3. Cálculos Complementarios 41__________________________________

4. Prevención 43__________________________________

5. Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 43__________________________________

6. Efecto de Presión en la Relación Altura / Volumen 44__________________________________

7. Densidad de Control y Presión de Bombeo 45__________________________________

8. Presión Límite Dentro del Pozo 46__________________________________

9. Unidad de Presión (DLE) 50__________________________________

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1. TIPOS DE PRESIÓN

1.1 Concepto del Tubo en “U”

El concepto del tubo en U es similar a la con-figuración del pozo, es decir, una columna le corresponde a la sarta de perforación y la otra columna corresponde al espacio anular.

Cuando se circula y se homogeniza el lodo, al parar el bombeo las columnas del lodo en ambas ramas permanecen estáticas quedan-do los niveles del lodo en la boca del pozo.

El concepto del tubo en U es el principio de vasos comunicantes en el que no cuenta el área del tubo sino el valor de la columna hi-drostática.

Cuando se tienen diferencias de densidad en las columnas se establece una diferencial en el extremo de la sarta y tenderán las columnas a equilibrarse; esa es la razón por la cual o flu-ye por la TP o fluye por la TR sin circular, per-diéndose el espejo del lodo. En esta situación, se puede generar una falsa alarma de brote.

Es importante para el personal que labora en perforación interpretar los diversos principios, conceptos y procedimientos que se deben se-guir para el control de un brote en un pozo.

El control de un brote se fundamenta en el uso de métodos y equipo, que permiten mantener una presión constante contra la formación. El control está en función de la densidad, gasto, presión de bombeo y la con-trapresión impuesta por el estrangulador.

Un yacimiento no necesita contener alta pre-sión para causar un problema serio. Las zonas productoras de gas o aceite con presión nor-mal contienen suficiente presión como para causar un reventón (descontrol).

Hay varios mecanismos para que las altas pre-siones se desarrollen y todos están relaciona-dos con la presión absoluta del yacimiento. Generalmente estas presiones se deben a:

• La presión hidrostática.• Presión diferencial.• Presión de la formación.• Las leyes del comportamiento de los gases.• Pérdidas de presión del sistema de

circulación.• Empuje del yacimiento.

A continuación se describen descritos los con-ceptos que estarán involucrados en el mane-jo y control de las presiones.

3, 500 m

3, 500 m

Fluido decontrol

1.12 gr/cm3

TP EA

TP Pea= 28

Fluido decontrol1.20

gr/cm3

Phtp= PF= Phea

Phtp= PF= Phea + Pea

1.12

Figura 1

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1.2. Presión

Se define como la fuerza aplicada a una uni-dad de área. Su fórmula es:

PRESIÓN = = kg/cm² o lb/pg²

Ejemplo 1¿Qué presión se ejerce sobre el área de un círculo con diámetro de 10 pg aplicando una fuerza de 1,000 lb?

PRESIÓN =

PRESIÓN =

P= 12.73 lb/pg2

Despejando la fuerza y el área resulta:

PRESIÓN = ; F = P x A ;

Ejemplo 2

¿Qué fuerza ejercerá un fluido en el fondo de una tubería bajo presión de 3,000 lb/pg2 y diámetro de 1 pg, si el área se determina con la fórmula?

A= 0.7854xD2

= 0.7854x pg2

A= 0.7854 pg2

FUERZA = 3,000 lb/pg2 x 0.7854 pg2

FUERZA = 2,356 lb (convertida al SMD)FUERZA = 1,069.7 kg

1.3 Presión Hidrostática

Es la presión ejercida por una columna de fluido, debido a su densidad y altura vertical, y se expresa en kq/cm2 o lb/pg2.

Siendo su fórmula en el sistema métrico de-cimal (SMD).

Ph =

Ph =

Sistema Inglés:

Ph = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x 0.052=lb/pg2

Para el caso de pozos direccionales, utilizar la profundidad vertical verdadera (PVV) y no la desarrollada (PD)

Ejemplo 3

¿Cuál será la Ph de un pozo con una PD de 3933 m y una PVV de 3202m, con un lodo de 1.23 gr/cm3?

Ph = = ;Ph = 393.8 kg/cm2

1.4 Densidad

Se define como la masa (gramos) de una sus-tancia por la unidad de volumen (cm3) y se expresa en:

gr/cm3,lb/gal y lb/pie3

Siendo su fórmula:

FUERZA (kg o lb)

Densidad del fluido (gr/cm3) x profundidad (m)

F

F

1,000 lb

p x H

dxPVv 1.23 x 3,202

ÁREA (cm² o pg²)

10

A

A

78.54 pg²

10

10 10

A = 0.7854 x D² = 0.7854 x 10² = 0.7854 x 100A = 78.54 pg²

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Densidad =

Nota: Para medición de la densidad, su aproximación es hasta centésimas.

1.5 Gradiente de Presión

Se define como la presión por metro y se ex-presa en kg/cm2/m o lb/pg2/pie.

Para convertir una densidad a gradiente, se procede como sigue:

G = ; p = G x 10

Ejemplo 1

Cambiar de densidad a gradiente:

DENSIDADgr/cm³

GRADIENTEkg/cm²/m

1.20 0.1200.85 0.0852.20 0.220

También se aplica el gradiente para calcular la Ph.

Ph = G x h

Ejemplo 4

¿Qué presión hidrostática se ejerce en un pozo a 4,500 m y densidad de 1.25 gr/cm³?

Convirtiendo la densidad a gradiente, se tiene:Ph = G x hPh = 0.125 kg/cm²/m x 4,500 m

Ph = 562.5 kg/cm²

Ejemplo 5

¿Cuál es la presión de fondo (Pf ) y el gradien-te de presión: A) En un pozo a 3,000 m lleno con agua tratada de 1.00 gr/cm³. B) En un pozo a 3,000 m lleno con agua salada de 1.07 gr/cm³? Soluciones:a) Pf = Ph Gp=

Sustituyendo valores:

Nota: Para expresar gradientes, su aproxima-ción debe ser hasta milésimas.

1.6 Presión de Formación

Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, también se le llama presión de poro.

La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los más importantes es la permeabilidad de la roca.

Masa (gr)

p

Pf

3,000 x 1.00

300

3,000 x 1.07 gr/cm3

321

Pf =

Gp =

Pf =

Gp =

Pf = 300 kg/cm2

Gp = 0.100 kg/cm2/m

Pf = 321 kg/cm2

Gp = 0.107 kg/cm2/m

Volumen (cm³)

10

Prof

10

3,000

10

3,000

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Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendrá más posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y poro-sidad.

Las presiones de formación se clasifican en:

• Normales.• Subnormales.• Anormales.

1.7 Formaciones con Presión Normal

Son aquellas que se pueden controlar con densidades de 1.00 a 1.08 gr/cm3.

Las densidades del fluido requerido para con-trolar estas presiones es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0.108 kg/cm2/m.

Para conocer la “normalidad” o “anormali-dad” de las presiones en cierta área, se debe-rá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene un gradiente de 0.107 kg/cm2/m.

1.8 Formaciones con PresiónSubnormal

Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua dulce, equi-valente a un gradiente de 0.100 kg/cm2/m.

Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones es consi-derar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del yacimiento, causan-do su depresionamiento.

1.9 Formaciones conPresión Anormal

Son aquellas donde la presión de formación es mayor a la que se considera como presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224 kg/cm2/m.

Estas presiones se generan usualmente por la compresión que sufren los fluidos de la for-mación debido al peso de los estratos supe-riores.

Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal forma que los fluidos que las contienen no pueden escapar, soportando estas partes de la presión de so-brecarga.

Los métodos cuantitativos usados para deter-minar zonas de alta presión son:

• Datos de sismología.• Parámetros de penetración.• Registros eléctricos.

1.10 Presión de Sobrecarga (PSC)o Presión Total de Formación

Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de la tierra.La fórmula para conocer la PSC es:

PSC =

En donde los valores empleados son el pro-medio de la densidad del agua contenida en los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales.

Peso del mineral + Peso del aguaÁrea que lo soporta

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1.11.2

1.31.4

1.5 1.61.9 2.0 2.2 2.3

2.1

1.7

1.8

Presión (kg/cm2)

Prof

undi

dad

en m

etro

s

1005000

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

Gradiente de sobrecarga0.231 kg/cm2/m

Gráfica 1Comportamiento del gradiente de presión en el área de la cos-

ta del Golfo de México.


Esta presión se debe al peso de las rocas jun-to con los fluidos que contienen.

Para la costa del Golfo de México, se tiene un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/cm2/m.Sin embargo, para casos particulares es con-veniente su determinación, ya que con fre-cuencia ocurren variaciones considerables.

Las rocas dentro del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 gr/cm3 (18 a 22 lb/gal).

La gráfica 1 sirve para predecir el comporta-miento de algunos pozos de desarrollo, utili-zando datos reales de presión de formación de pozos perforados con anterioridad, para el área de la costa del Golfo de México. Otros tipos de presión se determinan por regiones y campos.

• La línea “A” corresponde a la presión normal de formación.

• La línea “B” corresponde al gradiente de sobrecarga.

• La zona sombreada corresponde a las presiones anormales que se han presen-tado en el área de la costa del Golfo de México.

1.11 Presiones Máximas Permisibles

La Norma API-6A y el Boletín API-13 presentanlas especificaciones del equipo y conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000, 15,000 lb/pg2.

La presión de trabajo de las conexiones su-perficiales de control del pozo deberá ser mayor a las máximas presiones esperadas. Esta presión debe ser mayor que la:

• Resistencia a la presión interna de la tu-bería de revestimiento.

• Presión máxima anticipada.• La presión de fractura de la formación re-

ferida a la zapata de TR.

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1000

0

2000

3000

4000

5000

6000

1000

0

2000

3000

4000

5000

6000

210 310 410 510 610 710 810 910 020 120 220 320 420011010

210 310 410 510 610 710 810 910 020 120 220 320 420011010

Gradiente de fractura contra prof.para presiones de formación

CONTROL DE POZOS

Fórmula de gradiente de fractura

Pro

fund

idad

en

met

ros

Lafayette, Luoisiana U.S.A.

1.02

1.20

1.22

1.44

1.68

1.82

2.04

2.14

1.80

2.28

Gf =PfH

PfH

Po1 - Po

s -+

Psc = 656 kg/cm2Psc = 611 kg/cm2

Lecho marinoFigura 2Sobrecarga en pozos de

tierra y marinos.

Figura 3Gráfica de gradiente de

fractura contra profundidad, Costa del Golfo de México.


Respecto al uso de las tablas de tubería de revestimiento, en cuanto a los valores de presión interna, se recomienda por seguri-dad usar solamente el 80% del valor nominal.

Si existiera otro tipo de daño o información por registros de calibración, se tomará el co-rrespondiente al estado de la tubería.

1.12 Presión de Fractura

Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando pér-dida de lodo hacia la misma.

Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente iguales, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como un gradiente en kg/cm2/m (lb/pg2/pie) o en kg/cm2 (lb/pg2). Grafica o tablas están basa-das en estas unidades.

Existen varios métodos para calcular los gra-dientes de fractura de la formación, pro-puestos por los siguientes autores:

• Hubert y Willis.• Matthews y Kelly.• Eaton.

Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad.

Durante las operaciones de control de un pozo, es esencial que la formación expuesta sea benigna, de modo que permita matar el pozo sin que llegue a ocurrir una pérdida de circulación.

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Esto implica que los gradientes de fractura de las formaciones deberás ser mayores a los gra-dientes de la densidad equivalente del lodo para prevenir que la formación sea fracturada y se induzca un descontrol subterráneo.

Los gradientes de fractura en aguas profundas son sustancialmente menores a los registrados en tierra o en aguas someras a una profundi-dad equivalente. En parte esta reducción se debe a los bajos esfuerzos de sobrecarga por el efecto del tirante de agua existente.

La siguiente figura ilustra el concepto: el es-fuerzo de sobrecarga de un pozo terrestre a 2,861 m (9,386 pies) es de 658 kg/cm2 (9,357 lb/pg2). Para el caso del pozo marino, a la misma profundidad de 2,861 m, pero con un tirante de agua de 384 m (1,259.5 pies), el esfuerzo de sobrecarga será de 611 kg/cm2 (8,688 lb/pg2).

Aunque este ejemplo no toma en cuenta to-dos los parámetros conocidos, sí ilustra la re-ducción del gradiente de fractura.

El método para determinar el gradiente de fractura en el campo es el que se denomina“Prueba de Goteo”, el cual se expone en otro capítulo del manual.

1.13 Fractura de la Formación

Se entiende como presión de fractura a la cantidad de presión requerida para deformar permanentemente la configuración de una formación.

Esta presión de fractura de la formación se puede expresar también en gradiente, que es la presión por unidad de longitud.

Las principales unidades son kg/cm2/m y lb/pg2/ pie. Por lo general conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de fractura de formación. Formaciones poco compactadas, como las que se localizan en aguas profundas costafuera, pueden presen-tar bajo gradiente de fractura de formación.

Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la superficie al efectuar el control de las pozo y es una limitante. Si no se toma en cuenta, se puede presentar una pérdida de fluido al fracturarse la formación ocasionando muchos problemas adicionales a la presencia del brote, tales como un descon-trol subterráneo.

La máxima presión permisible a manejar en el espacio anular por fracturamiento de for-mación se puede obtener por:

• Método analítico.• Pruebas prácticas de campo.

Los gradientes de fracturamiento analítico se pueden obtener a través de registros geofísi-cos y por ecuaciones matemáticas desarrolla-das principalmente por Eaton, Hubert – Willis y Mattews – Kelly.

Las principales prácticas de campo para obte-ner los gradientes de fractura de la formación más confiables son las “Pruebas de Goteo” y las pruebas de presión de integridad de forma-ción. Estas pruebas se indican en este capítulo.

1.14 Presión de Fondo en el Pozo

Cuando se perfora un pozo se imponen pre-siones sobre los costados del agujero, y la mayor presión es la que ejerce la presión hi-drostática del lodo de perforación.

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l

1 2 3bl

1020304050607080

∆λ= 1.28 gr/cm3

H= 2850 m Pres

ión

(kg

/cm

2 )

Densidad de lodo equivalente “Dle”

∆le= PS X 10H + ∆l

80

Dle= 80 X 10

2850+ 1.28

Dle= 8002850

+ 1.28

Dle= 0.28 + 1.28= 1.56 gr/cm3

∆λε= Densidad del lodo equivalente (gr/cm3)PS= Presión alcanzada en superficie (kg/cm2)10= ConstanteH= Profundidad (m)∆l= Densidad del lodo (gr/cm3)

Nomenclatura

Presiónde goteo

Figura 4Determinación de la Densi-dad de Lodo Equivalente.


Sin embargo, la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede los 14 kg/cm2 (200 lb/pg2). Pero otras presiones adicionales se ori-ginarán por la contrapresión del lado del es-pacio anular o por el movimiento de tubería causado por sondeo o pistoneo.

Por ello, la presión total en el fondo de un pozo en el evento de un brote es la siguiente.

Pf = Ph + (PCTP o PCTR )

Donde:

Pf = Presión de fondo en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2)

Ph = Presión hidrostática de los fluidos en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2)

PCTP = Presión de cierre superficial en TP (kg/cm2 o lb/pg2)

PCTR = Presión de cierre superficial en TR (kg/cm2 o lb/pg2)

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1.15 Presión de Goteo

Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba denominada “de goteo”, con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el gradiente de frac-tura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo máxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberías de revestimiento.

La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la formación inicia a admitir fluido de control sin provocar fracturamiento de la formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la co-lumna hidrostática del fluido empleado más la presión del manómetro al represionar.

La presión a manejar en la superficie depende-rá del valor de la columna hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se requerirá en la superficie.

La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a control de po-zos. Si ésta se rebasa cuando ocurre un brote, puede ocurrir un reventón subterráneo, pu-diendo alcanzar la superficie por fuera de la TR.

1.16 Presión Diferencial

Generalmente, el lodo de perforación pesa más que los fluidos de un yacimiento; sin em-bargo, cuando ocurre un brote, los fluidos que entran al pozo causan desequilibrio entre el lodo no contaminado dentro de la tubería de perforación y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presión registrada al cerrar el pozo, por lo general sea mayor en el espacio anular que en la TP.

LODO EN TUBERÍA 1.50 gr/cm

LODO EN ESPACIO ANULAR 1.15 gr/cm

PROFUNDIDAD = 3500 m

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (TUBERÍA)

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (ESPACIO ANULAR)

EQUILIBRIO DE PRESIONES (ESPACIO ANULAR)

Por lo tanto, para establecerequilibrio al cerrar el pozo, el manometrodel espacio anular marcará

EspacioAnularTubería

Circulando a travésde un estranguladorabierto

Circulando a travésde un estranguladoroperando el mismo

Presión impuesta enel estragulador 50 kg/cmtransmitida y añadidaa la presión de circulación

Presión requerida para circularen el sistema (150 kg cm )y se reducen las perdidas por friccióna (10kg/cm ) en la línea de flote

Figura 6Presión impuesta en el

estrangulador 50 kg/cm2 transmitida y añadida a la

presión de cierre.

Figura 5Presión diferencial (efecto tubo en “U”).

Figura 7Presión requerida para

circular en el sistema (150 kg/cm2) y se reducen las

perdidas pro fricción a (10 kg/cm2) en la línea de flote.

Figura 8Transmisión de presiones.

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l

PTP= Presión requerida para circular caidas de presión por fricción en el sistemaPTR= 0 kg/cm2 ya que toda la presión de la bomba fue aplicada en vencer las perdidas por fricción.

Circulación normalColumnas balanceadas

PTR= 0 kg/cm2PTP= 70 kg/cm2

ΔP Conex. Sup.

ΔP Int. TP

ΔPEA

ΔP Toberas

ΔP Int. HTA

∆PT= ∆P

CS + ∆P

Int.HTA + ∆P

TOB + ∆P

EA

Py(a)

Columnas desbalanceada

Abatimiento en lapresión de bombeo

PTR = 0PCTP

Q= Se incrementa

PCTR

PhEA < PhTP

PCTP = Py - PhTPPCTR = Py - PhPCTP = Menor o igual a PCTR o sea quePy = PCTP + PhTPy = PCTR - PhTR

PTP

GasAceiteAguaCombinación

Py > Ph

Brote

Py

Ph PhPh

EA EA

Ph

TP

Ph

Ph


La tubería de perforación y el agujero se pueden describir como un sistema comunica-do tipo “U” cuando los fluidos en uno de los lados del sistema más ligero que en el otro, el sistema no estará en equilibrio. La presión desarrollada en el sistema busque retornar al equilibrio.

En la figura siguiente, la diferencia de pre-sión hidrostática es de: (525 - 402.5) = 122.5 kg/cm2, presión que debe registrar el espacio anular (independientemente de la presión del yacimiento) al cerrar el pozo.

1.17 Transmisión de Presión

La característica del fluido de ser transmisor de las presiones no se deteriora con el flujo; cuando el fluido está en movimiento y se impo-ne sobre él una presión, ésta se transmite ín-tegramente a cualquier otra parte del sistema.

Si dicha presión se aplica en el espacio anu-lar debido al cierre de un estrangulador ajus-table, se transmitirá totalmente a través de todo el sistema y será registrada en el manó-metro del tubo vertical (stand pipe) como una presión adicional (ver figura 6), siempre que el sistema permanezca cerrado y comunicado.

Figura 9Presione de cierre

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1.18 Presiones de Cierre (PCTP y PCTR)

Cuando se cierra un pozo, el intervalo aporta-dor seguirá fluyendo hasta que las presiones de fondo y de formación se equilibren y esta-bilicen, lo cual puede llevar algunos minutos, dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez estabi-lizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación.

En la mayoría de los casos, la Presión de Cie-rre en la Tubería de Revestimiento (PCTR) será más alta que la Presión de Cierre en la Tubería de Perforación (PCTP). Esto se debe a que los fluidos de la formación con mayor facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP como el más confia-ble para calcular la densidad de control (ver figura 9).

Sin embargo, debe señalarse que existen si-tuaciones ocasionales donde la presión de cierre en la TP no es muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presenta un brote al estar perforando y no es detectado oportunamen-te. La descompensación de columnas puede ser tan grande que al cerrar el pozo, la co-lumna de la TP esté parcialmente vacía y no haya presión (PCTP = 0). Posteriormente, al ser rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta de cero) que al calcular la densidad de control dará un valor erróneo. Como se observa, este control estará destinado, desde sus inicios, a generar problemas adicionales.

1.19 Presión de Bombeo yEfecto de la Fricción

El lodo entra al sistema de circulación a través de la presión aplicada por la bomba de lodos.El fluido de perforación recorre las conexiones superficiales y baja por la sarta de perforación saliendo por las toberas de la barrena hacia el espacio anular y retornando a las presas.

Mientras se está perforando, la presión de circulación de bombeo está relacionada únicamente con la fricción. La presión de la bomba de lodos debe superar y compen-sar respectivamente la fricción y la presión bajobalanceada.

Debido a la fricción, el contacto se tiene entre el lodo circulando y las superficies por donde va en movimiento. La magnitud de estas pér-didas de presión por fricción dependen de las propiedades del lodo, el gasto de la bomba y el área de flujo. La mayor parte de estas pér-didas se tienen dentro de la sarta de perfo-ración y a través de la toberas de la barrena.

Sin embargo, debe mencionarse que la can-tidad de presión aplicada por la bomba en el fondo del pozo, durante una circulación normal, es solamente una parte del total que deba estar presente en el fondo para que el lodo supere a la fricción y éste retorne a la superficie. Esta es la fricción del espacio anular.

Referente a cómo determinar la Presión Re-ducida de Circulación (presión de circula-ción lenta), que se utiliza para controlar un brote, en otro segmento más adelante será descrito.

Wel

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l

Figura 10Efecto de Sondeo

Figura 11Efecto de Sondeo

1.Dentro del tubo vertical2. Dentro de la manguera3. A través de la unión giratorio4. A través de la flecha5. Dentro de la sarta6. Dentro de los lastrabarrenas7. Salida de barrena o molino8. Exterior de lastrabarrenas9. Exterior de sarta de trabajo

1

2

3

4

9

8

7

6

5


1.20 Presiones de Sondeo y Pistoneo

El sondeo es una reducción de presión en el fondo del agujero y sucede cuando se saca la tubería del pozo con demasiada rapidez, originando que al lodo de perforación no se le dé tiempo suficiente para que “descienda” debajo de la barrena. Esto causará una “suc-ción” que reduce proporcionalmente la pre-sión en el fondo del agujero.

Esta es la razón por la cual el sondeo se resta en la fórmula para conocer la Presión de Fon-do del pozo.

El pistoneo es un incremento en la presión de fondo del agujero cuando se introduce la tu-bería demasiado rápido y no se le da el tiem-po suficiente al lodo debajo de la barrena para que sea desplazado.

Por esta razón, el pistoneo se suma en la fór-mula para conocer la Presión de Fondo del pozo.

Tanto el pistoneo como el sondeo ocurren al introducir o sacar tubería y ambos son afecta-dos por los siguientes factores:

a. Velocidad de introducción o extracción de tubería.

b. Densidad y viscosidad del fluido de perforación.

c. Resistencia en los geles del lodo.d. Espacio anular entre la tubería y el agujero.e. Restricciones entre el agujero y el exte-

rior de lastrabarrenas y tuberías de per-foración.

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Figura 10.Determinación de la Densidad Equivalente de Circulación.

Densidad equivalente de circulaciónDensidad equivalente de circulación “∆ec” Metodo Empirico

Nomenclatura∆ec = Dens. Equiv. de Circ. (gr/cm3)

Ejemplo en agujero 17 1/2 pg

ΔP = Caída de presión10 = Constante ∆l = Densidad de lodo (gr/cm3)H = Profundidad (m)

DIAM.BNAPULGADAS

10152030

17 1/28 1/25 7/8

<5 7/8

CAIDAS DE PRESIÓNDE BOMBEO (%)

∆ec = + ∆lΔP X 10

H

∆εχ = + ΡL12.6 X 102400

∆εχ = + 1.47 gr/cm31262400

∆εχ = 0.0525 + 1.47 = 1.52 gr/cm3

“Esta densidad se genera al circular el lodo, se puede decir que es una densidad dinámica; está compuesta por la presión

hidrostática del lodo y las pérdidas por fricción en el espacio anular”

Figura 12


1.21 Pérdidas de Presión en elSistema de Circulación

En un sistema de circulación con lodo de per-foración, la presión de circulación es creada por las bombas del equipo.

Las pérdidas o caídas por fricción se manifies-tan desde la descarga de la bomba hasta la línea de flote. A medida que la profundidad y las propiedades del lodo se incrementan, se requiere mayor presión de circulación. Los programas de hidráulica deben diseñarse para determinar las pérdidas de presión por fric-ción en los elementos siguientes:

• Equipo superficial• Dentro de la tubería de perforación y

herramienta.• A través de las toberas de la barrena,

por fuera de la herramienta y tubería de perforación (pérdida de presión anular).

Esta última pérdida de presión es muy impor-tante, ya que puede señalar un posible des-equilibrio entre la presión del fondo y la pre-sión hidrostática cuando se está circulando (densidad equivalente de circulación).

Durante la circulación, el sistema del lodo in-corpora una presión en el fondo del pozo un poco mayor que la presión hidrostática ejer-cida por la columna del lodo.

Esta presión adicional (equivalente a las pér-didas anulares de presión por fricción), aña-dida a la presión hidrostática y convertida a densidad, se le llama densidad equivalente de circulación (Dec) y su ecuación es:

Dec = + Dl

Las pérdidas de presión anular representan la presión requerida para vencer la fricción al bombear lodo desde la barrena hasta la su-perficie.

Las pérdidas de presión por fricción en un sis-tema de circulación dependen principalmen-te de:

• Densidad del lodo.• Viscosidad aparente y plástica.• Punto de cedencia.• Efecto de gelatinosidad.• Diámetro interior de las tuberías.• Geometría del espacio anular.• Velocidad del bombeo o “gasto”.

Pérdida de presión anular x 10Profundidad

Wel

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l

1. Conjunto de preventores para 5000 lb/pg2 presión de trabajo2. Cabezal de TR con cap. de 5000 lb/pg2 de presión de trabajo.3. TR de 13 3/8 pg 61 lb/pie, C-75 a 2880 m cap. pres. interna 4220 lb/pg2 resistencia al colapso 1660 lb/pg2.4. Tub. de perforación 4 1/2 pg,16.6 lb/pie resist. a la presión interna 12450 lb/pg2 (datos para TP nueva) longitud 3276 m.5. Tub HW 4 1/2 pg 42 lb/pie, diam. interior de 2750 pg longitud 112 m.6. Lastrabarrenas de 8 pg con diametro interior de 3 pg longitud 162 m7. Barrena de 12 pg a 3550 m.

TR 20 pg 900 m.

TR 13 3/8 pg@ 2880 m D.l.=12.515 pg

Agujero de 12 pg a 3550 m.

Figura 13Estado mecánico Pozo Escuintle 101


1.22 Información de Registros Previa

La información que se debe tener disponible en la instalación, al estar realizando las ta-reas de perforación de pozos, deberá ser prin-cipalmente:

• Presión reducida de circulación.• Estado mecánico del pozo.• Gradiente de fractura de la formación.• Presiones máximas permisibles.• Desplazamientos y volúmenes.• Densidad del lodo.

Respecto al dato de la presión reducida de circulación, esta se puede tomar a partir del valor de presión que nos da el manómetro del tubo vertical al circular el lodo a un gasto re-ducido (1/2 ó 1/3 del régimen normal) y nos proporciona las pérdidas de presión por fric-ción en el sistema de circulación.

Esta información deberá obtenerse cuando:

• Se efectúen cambios de densidad y vis-cosidad al lado.

• Variaciones en la geometría de la sarta de perforación.

• Variaciones en las toberas.• Cada vez que se perforen de 100 a 150 m.• En cada turno de trabajo.• Después de haber efectuado el cambio de

hidráulica o se haya reparado la bomba.

PRECAUCIÓN: El manómetro o dispositivo para obtener esta presión deberá ser confia-ble, ya que los manómetros son susceptibles de sufrir daño o descalibración.

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Las razones importantes para manejar un gas-to reducido de circulación son:

• Se genera menor presión.• Disminuye la posibilidad de falla en el

equipo de bombeo.• Permite agregar materiales densificantes.• Se dispone de más tiempo para analizar

problemas relacionados con el control del pozo.

• Facilita la operación de control de las pre-siones en el múltiple de estrangulación.

• Menores pérdidas por fricción.

Este dato de la presión reducida de circula-ción servirá para determinar: la presión inicial y final de circulación al controlar el pozo.

2. CÁLCULOS BÁSICOS PARAEL CONTROL DE UN BROTE

Cuando se detecta un brote, es necesario ce-rrar el pozo con los procedimientos adecua-dos para cada situación y elaborar los cálculos básicos para el control total antes de iniciar la circulación. Estos cálculos facilitarán el se-guimiento de cada etapa durante el control e incluyen:

1. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta.

2. Densidad de control.3. Presión inicial de circulación (PIC).4. Presión final5. Tiempo total para desalojar el brote del

pozo.

2.1. Tiempo de Desplazamientoen el Interior de la Sarta

Es necesario conocer este parámetro para ob-servar el avance realizado al estar circulando un brote y para elaborar la cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta. Este tiempo se determina en función de la capacidad inte-rior de la sarta y de las características de la bomba, las cuales se pueden conocer en las siguientes explicaciones:

Factores de capacidad de los componentes de la sarta.Secciones del espacio anular.

Estos factores se pueden conocer empleando tablas elaboradas para este fin. En caso de no contar con ellos, se podrán obtener con las siguientes ecuaciones:

Para interior de tubería (TP, tubería pesada HW, herramienta, TR) en lt/m.

Factor de Cap. = Di2 x 0.5067

Para espacio anular (entre tubería de revesti-miento o agujero y tuberías).

Factor de Cap. = (DI2 - DE2) 0.5067.

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Donde:

Factor de Cap.= Factor de capacidad de la sección ( lt/m).

Di = Diámetro interior TP (pg).DI = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg).DE= Diámetro exterior TP o herramienta (pg).0.5067= Constante de conversión.

Se define como factor de capacidad interior a los litros necesarios para llenar un metro lineal con la geometría del (los) diámetro(s) considerado(s).

2.2 Volumen Activo delLodo en el Sistema

Este volumen incluye el que haya en el aguje-ro y en presas. Es importante conocer siempre estos datos, ya que cuando ocurre un brote el volumen de fluido invasor será equivalente al incremento de volumen de lodo en las presas.

Cuando es necesario incrementar la densi-dad, se determina la cantidad de material clasificante mínimo para efectuar el con-trol. Para conocer el volumen de fluido en el sistema es necesario utilizar los factores de capacidad, los cuales se determinan de la siguiente forma:

Volumen de tubería= factor de cap. x longitud de tubería (lt)Volumen espacio anular= factor de cap. x longitud de sección (lt)Volumen en presas = (en m3)

2.3 Capacidad de Bombeo deAcuerdo a las Características de la Bomba

Los datos que es necesario registrar de una bomba son:

• Marca• Modelo• Diámetro de la camisa• Longitud de carrera• Emboladas máximas• Presión de operación a un gasto

establecido• Presión límite de operación

Para bombas triplex de simple acción, consi-derando un 90% de eficiencia, se aplican con las siguientes ecuaciones:

2.4 Desplazamiento de laBomba Triplex Simple Acción

Q = 0.0386 x L x D2 = lt/embQ = 0.0102 x L x D2 = gal/emb

Donde:

Q = Capacidad de la bomba (lt /emb o gal/emb)L = Longitud de la carrera (pg)D = Diámetro de la camisa (pg)

2.5 Desplazamiento de unaBomba Duplex Doble Acción

Q = 0.02575 x L (2D2 – d2) Lt/Emb.Q = 0.0068 x L(2D2 _ d2) = Gal/Emb

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Donde:

Q = Volumen por embolada en Lt.D = Diámetro de la camisa en Pg.d = Diámetro de vástago en Pg.L = Carrera de la bomba en Pg.

NOTA: La eficiencia de las bombas en las fór-mulas anteriores se considera al 100%.

Al establecer un gasto (gasto reducido de cir-culación) en gal / min o lt/ min, es posible conocer el tiempo necesario para desplazar la capacidad del interior de la sarta.

T =

Donde:

T = Tiempo de desplazamiento (min)Vol. Int. TP = Volumen total del interior de la sarta (lt o gal)Qr = Gasto reducido de circulación(lt/min o gal/min)

2.6 Densidad de Control (DC)

Para obtener el control de un pozo, se requie-re que la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo equilibre la presión de for-mación. La densidad que cumple lo anterior se conoce como densidad de control; para calcularla se deberá auxiliar de la lectura de presión de cierre estabilizada en TP, por ser la que generalmente presenta la mínima conta-minación.

Inc. Dens. =

dc = do + incremento de densidad

Donde:

Inc. Dens. = Incremento a la densidad (gr/cm3)

PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP (kg/cm2)

Profundidad = Profundidad vertical del pozo o profundidad vertical verdadera (m).

Do = Densidad original del lodo (gr/cm3)Dc = Densidad de control (gr/cm3)Ms = Margen de seguridad (0.02, 0.03 o 0.04 gr/cm3)

Se utiliza dependiendo de las condiciones del pozo, si éste lo permite.

2.7 Presión Inicial deCirculación (PIC)

Para lograr establecer la circulación en un pozo donde se ha presentado un brote, es ne-cesario que la presión inicial de circulación sea equivalente a la suma de:

• Las caídas de presión por fricción en el sistema, más

• La presión de formación en exceso de la hidrostática en TP.

La primera de éstas se refiere a la presión re-ducida de circulación (PRC), pre-registrada cuando se presentan las mismas condiciones de profundidad de la barrena, gastos y densi-dad del fluido

Vol.Int.TP

PCTP x 10

Qr

Profundidad

Wel

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en el momento del brote. La segunda es igual a la presión de cierre en TP estabilizada (PCTP); de lo anterior se tiene que:

PIC = PRC + PCTP

donde:

PIC = Presión inicial de circulación(kg/cm2)

PRC = Presión reducida de circulación (kg/cm2)

PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada(kg/cm2)

2.8 Método Alterno para Conocer la PIC

Se emplea cuando se presentan las condicio-nes siguientes:

a. Cuando se utiliza una bomba diferente a las del equipo (unidad de alta presión).

b. Cuando la profundidad de la barrena o de la tubería sea diferente a la profun-didad donde se registró la PRC.

c. Cuando las condiciones del fluido de per-foración hayan sufrido un cambio sus-tancial.

d. Cuando se requiera circular a un gasto diferente al Qr.

e. Para verificar el valor pre-registrado de la PRC.

f. Cuando no se haya determinado de ante-mano la PRC.

Los pasos para conocer la presión inicial son las siguientes:1. Bombear lento, abriendo simultánea-

mente el estrangulador y manteniendo la presión en el espacio anular igual a

la PCTR hasta alcanzar el gasto reducido de circulación.

2. Una vez alcanzado el gasto y ajustando el estrangulador para mantener PCTR, permita que bajo estas condiciones la presión en TP se estabilice.

La presión en TP estabilizada será igual a la presión inicial de circulación (PIC); por lo tan-to, si se desea conocer la presión reducida de circulación (PRC), bastará restar de la presión inicial circulación, la lectura de presión de cierre en TP (PCTP); la fórmula es:

PRC= PIC - PCTP

Lo cual equivale a conocer las caídas de presión por fricción a las condiciones de gasto, densidad de lodo y profundidad de la barrena en ese momento.

2.9 Presión Final de Circulación (PFC)

Cuando se utiliza lodo con una densidad di-ferente a la original para controlar un brote (lodo con densidad de control) y éste se bom-bea a través de la sarta, se genera una mayor columna hidrostática, por lo que se necesita-rá menor presión en la superficie para con-trolar la presión de formación. Por otro lado, al tener un lodo más pesado, las pérdidas de presión por fricción serán mayores, y será ne-cesario una mayor presión en la bomba.

Al parecer, estas dos condiciones se contra-ponen. Para solucionar este problema se tie-ne que determinar la presión necesaria para circular el lodo cuando éste ha llegado a la barrena o al extremo de la tubería, ya que la presión hidrostática que habría generado la columna de lodo será la suficiente para equi-librar la presión de formación (si la densidad de control es la correcta).

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Esta presión es sólo necesaria para circular el lodo con densidad de control de la barrena a la superficie (a un gasto constante); se le llama presión final de circulación (PFC) y se calcula con la siguiente relación:

Donde:

PFC = Presión final de circulación(kg/cm2)

PRC = Presión reducida de circulación(kg/cm2)

Dlc = Densidad del lodo de control(gr/cm3)

Do = Densidad original del lodo(gr/cm3)

2.10 Información Anticipadaen el Pozo

• Máxima presión permitida en la superficie

• Medidas de las líneas del diverter.• Pruebas de formación.• Máxima densidad permitida por prueba

de goteo.• Factor de tolerancia al brote.• Máxima presión en superficie por presión

del brote.• Máximo volumen del brote para igualar a

la máxima presión permitida en TR.• Ajuste de la máxima presión permitida

al cierre en TR para un incremento en la densidad del lodo.

3. CÁLCULOSCOMPLEMENTARIOS

Los cálculos de los parámetros que a conti-nuación se enuncian, son el complemento para llevar a cabo un control de brotes más estricto, ya que sólo teniendo los cálculos básicos se puede llevar a cabo el control del pozo de una forma adecuada.

Estos cálculos son los siguientes: a. Determinación del tipo de brote.b. Cantidad de barita necesaria para densi-

ficar el lodo.c. Incremento en el volumen de lodo por

adición de barita.

3.1. Determinación del Tipo de Brote

Los fluidos de la formación asociados con un brote son: aceite, agua, gas o una combi-nación entre ellos. Existen diferencias en el comportamiento de las presiones que van li-gadas a un brote de aceite, agua o gas a me-dida que éstos se circulan.

Las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento y el aumento de volumen en presas (si se puede medir con suficiente precisión) se emplean para estimar el tipo de brote mediante el cálculo de la densidad del fluido invasor, a través de la siguiente ecuación:

Df i = Do -

Donde:Dfi = Densidad del fluido invasor (gr/cm3)Do = Densidad original del lodo en el pozo (gr/cm3)

10 (PCTR – PCTP) Lb

Wel

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Fun

dam

enta

l


PCTR = Presión de cierre en espacio anular es-tabilizada (kg/cm2)

PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm2)

Lb = Longitud de la burbuja (m)

Midiendo el incremento de volumen en presas y con el factor de capacidad anular de la sec-ción donde se estima esté localizada la burbu-ja, la longitud se determina con la siguiente ecuación:

Lb =

Obteniendo la longitud de la burbuja, se apli-ca la fórmula para calcular la densidad del fluido invasor. Si la densidad calculada es me-nor a 0.69 gr/cm3, el brote será de aceite con alguna cantidad de gas. Una densidad mayor a 0.87 gr/cm3 indicará que el flujo invasor es agua salada.

3.2 Cantidad de Barita necesariapara Densificar el Lodo

Una vez que conoce la densidad del lodo de control, es necesario calcular la cantidad de barita requerida para poder aumentar el peso del lodo hasta obtener la densidad adecuada. Con la siguiente ecuación se calcula la canti-dad de barita que se necesita para incremen-tar la densidad a 1 m3 de lodo a la densidad requerida:

Núm. sacos de barita =

Donde:

Núm. sacos de barita = (scs/m3)

dc = Densidad de lodo de control ( gr/cm3)

do = Densidad inicial de lodo ( gr/cm3)

4.15 = Peso específico de la barita ( gr/cm3)

De donde:

Cantidad de barita= Núm. sacos de barita x volumen de lodo en el sistema= scs/m3 x m3 de lodo

3.3. Incremento en el Volumen deLodo por Adición de Barita

Cuando se adiciona al sistema de lodo para incrementar su densidad, también se estará incrementando su volumen. Es conveniente conocer este aumento de volumen antes de agregar el material densificante, con objeto de disponer la capacidad de almacenamiento suficiente. Dicho incremento se calcula con la siguiente ecuación:

Inc.Vol. = = m3

Incremento de volumen en presas ( lt )Capacidad del espacio anular ( lt/m )

85 (D C – D o)( 4.15 - D C )

Num.Sacos de Barita Totales85

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4. PREVENCIÓN

El personal técnico responsable de efectuar el control del pozo deberá contar con todos los datos necesarios para llenar la hoja de control de brotes recabando la información siguiente:

• Configuración del estado mecánico del pozo.• Al cerrar el pozo, volumen ganado en pre-

sas.• Presiones de cierre en las tuberías (PCTP,

PCTR).• Densidad del lodo original.• Densidad del fluido invasor.• Densidad del fluido de control por utilizar.

Una vez cerrado el pozo, deberá evaluar lo siguiente:

• ¿Resisten las conexiones superficiales de con-trol de la TR la presión de formación espe-rada?

• ¿No será expulsada la sarta de perforación?• ¿Puede controlarse por circulación a la pro-

fundidad donde quedó el extremo de la ba-rrena?

• ¿Qué método de control deberá utilizarse?• ¿Qué fluido entró de la formación al pozo?• ¿Qué densidad de control es necesaria?• ¿Puede mantenerse cerrado el pozo?• ¿Qué medidas de seguridad deben aplicarse?• ¿Se tiene el material necesario?• ¿Se cuenta con el suministro de agua suficiente?• ¿Qué personal adicional debe solicitarse?• ¿El equipo y sus componentes es el adecuado?• ¿Qué equipo adicional deberá solicitarse?• ¿A quién se debe avisar?• Que la presión del pozo no rebase la fuerza

ejercida con que fue probado el equipo y co-nexiones superficiales.

• Si se determina, por los datos calculados en la hoja de control de brotes, que el fluido in-

vasor es gas, cuidar que la presión de fondo ejercida no rompa las tuberías de revesti-miento, purgándola (sangrar) y controlándola por el método seleccionado.

• Que el manejo de las válvulas mecánicas e hi-dráulicas se efectúe con cuidado para evitar roturas o fugas en tuberías o líneas; primero abrir y después cerrar.

• Despejar y limpiar el área del pozo.• Vigilar que no se fume, ni se encienda fuego

en el área.• Vigilar el acceso para evitar que el personal

no necesario se encuentre en la localización o plataforma de perforación.

• En áreas terrestres, desalojar a los habitan-tes de casas cercanas. En plataformas ma-rinas, enterar al personal responsable de la operación productiva de los pozos que están fluyendo en el piso de producción para que se mantengan alertas.

5. DENSIDAD DE LODOEQUIVALENTE (DLE)

Cuando se realiza una prueba de goteo se de-terminan: a) La presión a la cual la forma-ción inicia a admitir fluido. b) el valor de la columna hidrostática con la que se realiza la prueba. La sumatoria nos proporciona la presión referente a la prueba de goteo.

Esta presión referida a la profundidad de la zapata podemos convertirla en densidad de fluido. El siguiente ejemplo puede clasificar este concepto:

5.1 Datos del Pozo

Profundidad de la zapata: 3,330 mPresión de admisión manométrica: 120 kg/cm2

Densidad del lodo empleado: 1.30 gr/cm3

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El valor de la columna hidrostática será:

El valor de la prueba de goteo será 432.9 kg/ cm2 +120 kg/cm2 igual a 552.9 kg/cm2.

Por lo tanto, la conversión de este valor de presión a densidad será:

Densidad = =

= 1.66 gr/cm³

Esto se refiere que, si por cualquier motivo, durante la fase de perforación del agujero descubierto, llegamos a rebasar por densidad o con presiones este límite, se puede romper la formación y complicar la perforación del pozo o el control de un brote.

Otra manera para determinar la densidad de lodo equivalente es:

Δle = + Dens. empleada

De acuerdo a datos anteriores, será:

Δλε = + 1.30 gr/cm³

= 1.66 gr/cm³

6. EFECTO DE PRESIÓN EN LARELACIÓN ALTURA-VOLUMEN

Los valores de presión en el espacio anular para purgar o llenar se pueden convertir a co-lumna de lodo que genere los mismos valores de presión, cuando, por ejemplo, se extrae o introduce tubería a presión, o bien al manejar un control volumétrico.

Si se requiere mantener constante una presión en el fondo del pozo y es necesario purgar gas y llenar con lodo, el valor de presión a contro-lar se convierte a columna hidrostática, como se ejemplifica a continuación:

10 kg/cm2 de presión purgada de gas ¿A qué valor de columna hidrostática y volumen equivale, si se utiliza lodo de 1.25 gr/cm3 al rellenar un espacio anular de 8 x 3 ½ pg?

SOLUCIONES

1º Calcular el valor de la altura de la columna hidrostática.

Presión =

Δ Presión x 10 = Dens. x Altura

Altura =

Altura =

ALTURA = 80 m

3,330 m x 1.30 gr/cm3

10

Presión x 10Prof.

Presión x 10Prof.

Dens. x Altura10

10 kg/cm² x 101.25 gr/cm³

Presión x 10Dens.120 kg/cm² x 10

3,330 m

552.9 kg/cm² x 103,330 m

= 432.9 kg/cm2

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2. Calcular el volumen correspondiente a esa altura y espacio anular:

Volumen anular = 0.5067 (D2 - d2) = 0.5067 (82 - 3.52) = 26.22 lt/m

VOLUMEN = 26.22 x 80 = 2,098 lt

7. DENSIDAD DE CONTROLY PRESIÓN DE BOMBEO

Inmediatamente después de determinar la presencia de un brote, se procede al cierre del pozo y en función de la situación, se elige el método de control.

De antemano se tienen datos que nos ayuda-rán a seleccionar el método de control del pozo, como por ejemplo: con la bomba del equipo se debe registrar el gasto y presión re-ducidos durante la perforación del pozo. Es importante que se tomen lecturas de gastos y presiones con regularidad, ya que pueden va-riar ciertas propiedades del lodo y otros pará-metros que afectan la presión para controlar un pozo.

Cuando se hagan las variaciones siguientes, será necesario tomar lecturas de presión y gasto reducidos:

1. Cambios en las propiedades del lodo (densidad, viscosidad)

2. Cambios en la geometría de la sarta de perforación

3. Cambios en las toberas de la barrena4. Cada vez que se perforen 150 m5. Cada cambio de turno6. Después de reparar bombas

Los gastos seleccionados serán de 1/3 a ½ del régimen normal de la perforación del pozo. Las razones para emplear estos valores princi-palmente son: generan menor valor de la DEC en el fondo del agujero, presenta flexibilidad para manejar el estrangulador, menor riesgo por presiones, y mayor seguridad durante el control del pozo.

En cuanto al incremento en la densidad del lodo, se recomienda emplear la requerida para balancear la presión de formación. El lodo para controlar al pozo se circulará antes de continuar con la operación de perforación, de acuerdo al método seleccionado.

La densidad de control del pozo se determina de la siguiente manera:

Dc = + Do

Dc = Densidad de controlDo = Densidad original

PCTP x 10Prof.

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8. PRESIÓN LÍMITEDENTRO DEL POZO

Si por alguna razón se origina un brote, cuanto medidas pertinentes para cada caso, menor será más pronto se detecte en la superficie y se to-men la magnitud y las consecuencias del mismo.

Una vez cerrado el pozo (sin rebasar la máxi-ma presión permisible), es necesario restau-rar el control. Para ello se han desarrollado varios métodos tendientes a equilibrar la pre-sión de formación con la presión hidrostática del fluido de perforación.

La mayor parte de los métodos de control se fundamentan en el principio de “mantener la presión de fondo constante o ligeramente mayor que la presión de la formación” impi-diendo, de esta forma, la entrada de más flui-do invasor al pozo; sin embargo, los métodos para controlar están limitados por las presio-nes en tuberías de perforación y tuberías de revestimiento, ya que una excesiva presión superficial puede causar un daño en las co-nexiones superficiales de control, a la tubería de revestimiento o provocar una fractura en la formación expuesta, lo cual generará un descontrol subterráneo y ocasionará efectos imprevistos.

Hay muchos métodos o técnicas para con-trolar y circular un brote del pozo. Algunos métodos comunes de control de pozos son esencialmente similares. Todos permiten que se circule lodo al interior del pozo, mientras es controlado el brote y se evita la pérdida de circulación. La diferencia de cada método está en si se aumenta o no la densidad del lodo y, si se aumenta, saber determinar cuan-do es el momento oportuno.

Para realizar los cálculos y controlar un pozo cuando ocurre un brote, es necesario dispo-ner de ciertos parámetros relacionados con el equipo y las operaciones normales de un pozo. Por lo que se debe recabar y conservar esta información en la libreta del perforador y en el reporte diario de perforación, para utilizarlas en el momento en que ocurra una contingencia. Puesto que los brotes no son predecibles, estos datos deben actualizarse a medida que las condiciones del equipo y del pozo cambien.

Los parámetros necesarios son:

a. Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control y tuberías de revestimiento.

b. Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento de la formación expuesta.

c. Gasto y presión reducida de circulación (Qr y PRC).

8.1. Máxima Presión Permisibleen el Espacio Anular

La Norma API-6A y el Boletín API-13 listan es-pecificaciones para equipo y bridas respecto a su presión máxima de trabajo, las cuales son: 2,000; 3,000; 5,000; 10,000; 15,000 y 20,000 lb/pg2. Los elementos individuales pueden ex-ceder (pero no ser menores) a la presión de trabajo del conjunto. Esta presión debe ser mayor que:

• La resistencia a la presión interna de la tu-bería de revestimiento.

• La presión máxima anticipada.• La presión de fractura de la formación en

la zapata de la tubería de revestimiento (no necesaria en todos los casos).

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Por otro lado, para determinar la máxima resistencia a la presión interna de la tube-ría de revestimiento, se debe considerar la sección que sirve como ancla a las conexio-nes superficiales, debido a que el comporta-miento de la presión interna en una tubería alojada en un pozo en la superficie. Lo con-trario ocurre con la resistencia al colapso.

Ejemplo 6

Se tiene una tubería de revestimiento que soporta el conjunto de conexiones superfi-ciales con las siguientes características:

TR 7 pg 29 lb/pie grado P-110

De las tablas de diseño de las tuberías de revestimiento se obtiene que la resistencia a la presión interna es de:

11,220 lb/pg2 (789 kg/cm2).

El factor de seguridad 80 % se debe conside-rar siempre para tubería en buenas condi-ciones, por lo que la resistencia a la presión interna será:

11,220 x 0.80 = 8,976 lb/pg2.

La máxima presión permisible en el espacio anular es igual a la menor presión permisi-ble entre la presión nominal de las conexio-nes superficiales y la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento con su margen de seguridad.

Presión nominal de conexiones superficiales = 10,000 lb/pg2

Resistencia a la presión interna de TR 7 pg =8,976 lb/pg2

De lo anterior, se observa que la máxima presión permisible en el espacio anular será de 8,976 lb/pg2. Por lo que, en ningún caso se debe exceder dicha presión, ya que se tendría el riesgo de provocar un descontrol total.

El valor de la resistencia a la presión inter-na de la tubería de revestimiento se tomó con un factor de seguridad de 80 % (en este ejemplo); sin embargo, las condiciones de desgaste o deterioro de la tubería de reves-timiento son directamente proporcionales al tiempo de perforación y obligan a dismi-nuir el valor de dicho factor, fundamental-mente por las siguientes causas:

• Viajes de tubería.• Falta de hules protectores en la tubería

de perforación.• Rotación de la flecha.• Presencia de ácido sulfhídrico(H2S).• Pozos desviados.• Pozos direccionales.• Accidentes mecánicos.• Daño al cabezal por falta de buje de des-

gaste, mástil desnivelado o torre des-centrada.

• Corridas con cable para registro eléctri-co y otras herramientas.

8.2. Máxima Presión Permisibleen el Espacio Anular

sin Fracturar la Formación

Otro parámetro también importante para controlar un pozo cuando ocurre un brote es la presión que corresponde a la resisten-cia al fracturamiento de la formación ex-puesta, ésta se puede obtener por métodos analíticos o por pruebas prácticas. Entre de los métodos se encuentran:

Wel

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• Los que utilizan las medidas obtenidas a través de registros geofísicos.

• Por medio de ecuaciones desarrolladas por varios autores (Hubbert - Willis, Mat-tews - Kelly, Eaton, Christman, etc.)

A partir de esta información se determina el gradiente de fractura y, por lo tanto, la re-sistencia al fracturamiento de la formación.

Las pruebas prácticas (o de campo) deter-minan con mayor confiabilidad el gradien-te mínimo de fractura. El procedimiento comúnmente usado es la prueba de go-teo, también llamada prueba integral de presión.

Con la interpretación de los datos obteni-dos por los medios citados se podrá conocer cuál es la máxima presión permisible en el espacio anular, para evitar una pérdida de circulación y, por lo tanto, un descontrol subterráneo.

Por lo que es importante evitar exceder la presión; sin embargo, existen situaciones en las que la máxima presión está restringida, tanto en la operación de cierre de un pozo al ocurrir un brote como al estar circulan-do el mismo. Tales situaciones suelen ocu-rrir en formaciones superficiales de escasa compactación.

El responsable de la operación deberá deci-dir entre desfogar la presión o permitir una pérdida de circulación (y descontrol subte-rráneo) o, si las condiciones lo permiten, emplear la técnica de estrangulación limi-tada, que se explicará más adelante.

La decisión anterior se basa en la profun-

didad de asentamiento de la tubería de re-vestimiento y tipo de formación en que está cementada, así como en la calidad de la ce-mentación e integridad de la propia tubería.

Datos estadísticos demuestran que donde la tubería de revestimiento está cementada a menos de 600 m y la máxima presión permi-sible a la fractura se rebasa al producirse un brote, se ocasionará un reventón subterrá-neo, pudiendo alcanzar la superficie fluyen-do por fuera de la tubería de revestimiento.

Esto es más probable cuando se hayan teni-do problemas durante la cementación de la misma como la canalización del cemento, pérdida de circulación, falla del equipo de bombeo, etc.

Ejemplo 7

Se cementó una tubería de revestimiento de 13 3/8 pg a una profundidad de 2,700 m y se efectuó una prueba de goteo (Leak-off) que aportó una densidad equivalente a la presión de goteo de 1.86 gr/cm3.

Para calcular la máxima presión permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.65 gr/cm3, se obtiene con la siguiente ecuación:

P.max.P.T.R. = (GF-GL)PZ

Donde:P. max. P.TR. = Presión máxima permisible en TR kg/cm2

GF = Gradiente de fractura (kg/cm2 /m)

GL = Gradiente de lodo (kg/cm2 /m)PZ = Profundidad de la zapata (m)

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Sustituyendo valores:

P.max. P.T.R. = (0.186 – 0.165) 2700P.max. P.T.R. = 56.7 kg/cm2

Ejemplo 8

Se tiene un pozo con la tubería de revesti-miento cementada a 450 m y la prueba de goteo aportó que la densidad equivalente a la presión de goteo es de 1.28 gr/cm3.

Determinar cuál es la presión máxima per-misible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.15 gr/cm3, para lo cual se despejan las siguientes ecuaciones:

Aplicando la fórmula anterior y sustituyen-do valores:

P. max. P.T.R. = (GF – GL) PZ = (0.128 – 0.115) 450

P.max. P.T.R. = 5.85 kg/cm2

Como se observa, la presión máxima permi-sible en el espacio anular de la formación expuesta, en este caso en particular, es muy baja. Por lo tanto, si ocurriera un brote no es aconsejable cerrar el pozo, ya que al hacerlo se tendría el riesgo de provocar un descontrol subterráneo.

Cuando no se tienen datos del gradiente de fractura en un pozo, se puede tomar como referencia la presión de fractura de otros pozos vecinos y experiencias propias, si se trata de campos de desarrollo.

Durante la planeación del pozo, se deben in-cluir prácticas de seguridad de perforación para prevenir los brotes y, consecuentemen-te, un descontrol en potencia. En ella se de-berán considerar todos los posibles proble-mas del área o campo donde se perfore el pozo.

Dentro de estos problemas se pueden incluir:

• Las formaciones fracturadas.• Las formaciones que contengan gases

tóxicos.• Las zonas de alta presión.

Además, para compensar los posibles pro-blemas se deben tomar medidas preventivas desde el inicio de la planeación del pozo.

Para el estudio y programación de un pozo se toman en cuenta muchos aspectos, pero sólo algunos tópicos están dirigidos al con-trol de brotes; éstos incluyen:

0.16 0.17 0.18 0.19 0.20 0.21 0.22 0.23

0.16 0.17 0.18 0.19 0.20 0.21 0.22 0.23

500

1000

1500

2000

2500

3000P

rofu

ndid

ad e

n m

.

Pro

fund

idad

en

m.

3500

4000

4500

5000

5500

6000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

Gráfica 3Gradiente de sobrecarga (kg/cm2/m)

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• La determinación de gradientes de fractura.• La detección de zonas de presión anor-

mal.• La selección de la profundidad de asenta-

miento de las tuberías de revestimiento.• El diseño de tuberías de revestimiento.• Consideraciones de presencia de sulfuro

de hidrógeno (H2S) y el Plan de respuesta de Emergencia (PRE).

Los brotes que ocurren en pozos de 600 m o menos deberán manejarse con el sistema desviador de flujo y los que sobrepasen esta profundidad podrán cerrarse.

8.3. Presión y Gasto Reducidode Circulación

El gasto reducido de circulación (QR) se de-termina disminuyendo la presión en el siste-ma de circulación a cualquier gasto menor al de trabajo.

Esto es, que no necesariamente tiene que ser el 50% del gasto normal de trabajo. Esto dependerá de las condiciones reales que se tengan en el pozo, así como el equipo de bombeo (20,30, o, 40 %).

Al tener este gasto estabilizado, se debe leer la presión de bombeo en la tubería de perforación. Esta presión superficial será la presión reducida de circulación (PR) y re-presenta las caídas de presión por fricción en el sistema a determinado gasto (Q).

El gasto de la bomba durante el control de un brote se reduce por las siguientes razones:1. Disminuye la presión de circulación re-

querida durante el control.2. Disminuye la posibilidad de falla del

equipo de bombeo por fatiga.3. Permite adicionar barita durante la ope-

ración de control.4. Se dispone de más tiempo para analizar

los problemas que se suscitan.5. Permite que el rango de trabajo del es-

trangulador variable sea el adecuado.6. Reduce las caídas de presión por fricción

en el sistema durante el control.

El gasto y la presión reducida de circula-ción se deben actualizar cuando se realice un cambio de geometría en la sarta de per-foración, cuando cambien las propiedades reológicas del lodo o cada vez que se incre-mente la profundidad de 100 a 150 m.

Cuando no se cuenta con dicha información, es posible calcular la presión reducida de circulación a un gasto dado con las fórmulas de caídas de presión por fricción en el sis-tema, y algunas consideraciones prácticas.

9. UNIDAD DE PRESIÓN

1 kg/cm2 = 0.981 bar = 0.968 atm = 14.223 lb/pg2

1 lb/pg2 = 0.0703 kg/cm2

= 6.894 X 103 pascals1 atm = 1.013 bar = 1.033 kg/cm2

= 1.013 X 105 pascals = 14.696 lb/pg2

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1 pascal = 10-5 bar = 9.87 X 10-5 atm

PSIA = Presión Absoluta

9.1 Formaciones Acumuladorasde Fluidos

• Porosidad• Saturación• Permeabilidad• Fracturas Naturales• Presión del Yacimiento• Presiones• Temperatura• Propiedades de los Fluidos

9.2 Saturación de Agua

La fracción del espacio poroso contenedor de agua se llama saturación de agua y se expresa como Sw del remanente de ese es-pacio que contiene Hidrocarburos (aceite o gas) es llamado saturación de Hidrocarburos y se representa como SH.

SH = 1-Sw

SH = Saturación de Hidrocarburos

9.3 Fracturas Naturales

Fracturas naturales son las roturas creadas en la roca formada. Causadas por un amplia va-riedad de fuerza tectónicas. Estas fracturas naturales pueden ser de algunas milésimas de pulgada a una décima de pulgada o más.

9.4 Presión del Yacimiento

La presión que los fluidos del yacimiento

ejerce sobre el pozo en la zona de interés, es la presión del yacimiento. La presión ini-cial del yacimiento es la que ejercen los fluidos al tiempo de su descubrimiento. La presión del pozo fluyendo es la que se ejer-ce al momento de fluir. La presión estabili-zada de cierre es la que se alcanza después de que el pozo ha sido cerrado para efecto de la toma de registros hasta llegar al equi-librio.

9.5 Temperatura

La temperatura de los fluidos del yacimien-to está sujeta a las condiciones geotérmicas de cada área en particular.

De manera general puede tomarse para una profundidad P entre el factor 35, Más la temperatura ambiente en grados centígra-dos, para obtener la temperatura a dicha profundidad en grados centígrados.

Cuando el pozo fluye, la temperatura de los fluidos cae dependiendo del tipo. Can-tidad de gas y caídas de presión por sec-ción de la tubería. El enfriamiento se al-canza en cada sección donde se expande el gas. La reducción de temperatura baja lo suficiente para formar hielo “Hidratos” en algunos pozos de gas, cuando los pozos con poco rango de gas-liquidos fluyen calientes hacia la superficie.

9.6 Presiones

Presiones de Poro o del Yacimiento: Es la que manifiestan al inicio, los fluidos de la formación al momento de su descubri-miento, y frecuentemente se expresa en gradiente.

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Presión de Fondo Fluyendo: Es la que se ejerce en el fondo del pozo, frente al yaci-miento, durante una prueba de producción.

Presión Del Pozo Fluyendo: Es la medición hecha en la superficie antes del estrangu-lador a un determinado rango de flujo (diá-metro de estrangulador).

Presión de Cierre en Superficie: cualquier presión manifestada en el pozo después del cierre.

Presión de Punto de Burbujeo: En un ya-cimiento que contiene baja saturación de aceite, no habrá gas de casquete. Como la presión es baja, la solución del gas se que-brará y se liberará. Por lo concerniente a la relativa permeabilidad y saturación, la ocu-rrencia de alcanzar el punto de burbujeo es poco probable.

9.7 Propiedades de los Fluidos

RGA.- Relación Gas-Aceite, es la cantidad de gas libre asociado con la producción de aceite. Cuando el volumen de gas está ex-presado como función, dicho valor se con-sidera como RGL (Relación gas líquido). Los pozos con relación gas líquido arriba de 8000 son considerados como pozos de gas. Cuando la relación Gas-Aceite es menor de 2000 se consideran pozos de Aceite. Los po-zos con RGA entre 2000 y 8000 son pozos con fluidos combinados. La relación Gas-Aceite normalmente se mide en la superficie.

RAA.- La relación Agua.-Aceite es la canti-dad de agua que está siendo producida en un rango junto a la producción de aceite.

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ÍNDICE

1. Procedimientos de Cierre 55__________________________________

2. Criterios para Definir Cuándo NO se Debe Abrir el Pozo 57__________________________________

3. Pérdida de Circulación 61__________________________________

4. Extracción o Introducción de Tubería 62__________________________________

5. Procedimientos para Efectuar Simulacros de Brotes 63__________________________________

6. Prueba de Integridad con Presión 77__________________________________

7. Límites de Alarma 83__________________________________

8. Información de Registro Previa para el Control del Pozo 86__________________________________

9. Verificación del Flujo 88__________________________________

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1. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE

Aquí se describen los procedimientos de cie-rre que frecuentemente se utilizan, depen-diendo la situación que presente el pozo. Para cada uno se exponen ciertas considera-ciones y aplicaciones de fórmulas. Obsérve-se que su descripción trata aspectos especí-ficos y remite si el caso lo requiere, a otro procedimiento para terminar y resolver el control del pozo.

Los procedimientos para un caso real de-ben escribirse para cada pozo en particular, dependiendo la operación por efectuar y el equipo que se tenga disponible.

Las actividades asignadas a las cuadrillas de trabajo variarán de acuerdo a las instruccio-nes que reciban de los mandos inmediatos y también de ciertos factores que deben con-siderarse para cada operación por ejecutar.

Para controlar un brote existen varios méto-dos y técnicas, los cuales se aplican a situa-ciones específicas.

1.1. Procedimiento de Cierreal Estar Perforando

Una vez identificado el brote, lo más impor-tante es cerrar el pozo (siempre y cuando las condiciones del mismo lo permitan), con el fin de reducir al mínimo la entrada de fluido invasor, evitando agravar la situación y sus posibles consecuencias.

1.1.1 Procedimiento Recomendadopara el Cierre

1. Parar la mesa rotaria.2. Levantar la flecha a la altura de las cuñas.3. Parar la bomba de lodos.4. Observar el pozo y mantener la sarta

suspendida.5. Abrir la válvula hidráulica en línea de es-

trangular.6. Cerrar el preventor superior de arietes

de TP o el preventor anular.7. Cerrar el pozo con el estrangulador o

válvula amarilla, cuidando de no reba-sar la máxima presión permisible en el espacio anular.

1.1.2 Cerrado el Pozo

1. Medir el incremento en presas.2. Anotar la presión de cierre en las tube-

rías de revestimiento y de perforación (si hay válvula de contrapresión, la presión en TP es cero) registrar ambas presiones cada minuto durante la estabilización de presiones. Posteriormente, cada cinco minutos cuidando no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso, permi-tir la expansión del gas como se indica en otro módulo del manual.

3. Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el con-junto de preventores para asegurar su posición.

4. Observar los preventores, conexiones superficiales, múltiple de estrangula-ción, así como también la línea de flote y la línea de descarga del estrangulador para cerciorarse que no haya fugas.

5. Verificar la presión existente en los acu-muladores, múltiple de distribución y preventor anular de la unidad de accio-namiento del preventor.

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1.2 Procedimiento de Cierre al EstarPerforando con TOP-DRIVE y Válvula

de Contrapresión Instalada

1. Suspender la operación.2. Levantar la sarta al punto de quiebre

(desconexión).3. Parar la rotación del sistema Top – Drive.4. Sacar la bomba de lodos (cortar circula-

ción).5. Observar el pozo.6. Abrir la válvula hidráulica en la línea de

estrangular.7. Cerrar el preventor superior arietes de

TP.8. Cerrar el pozo con el estrangulador co-

rrespondiente (o con la válvula amari-lla), sin rebasar la máxima presión per-misible.

1.3 Procedimientos de Cierre al EstarPerforando con TOP-DRIVE, sin Válvula

de Contrapresión en la Sarta

1. Suspender la operación.2. Levantar la sarta al punto de quiebre

(desconexión).3. Parar la rotación del sistema Top – Drive.4. Sacar la bomba de lodos (cortar la circu-

lación).5. Observar el pozo.6. Abrir la válvula hidráulica en la línea de

estrangular.7. Cerrar el preventor superior arietes de

TP.8. Cerrar el pozo con el estrangulador co-

rrespondiente (o con la válvula amari-lla), sin rebasar la máxima presión per-misible.

1.4 Procedimiento de Cierre Suave

1. Abrir válvula hidráulica de la línea de es-trangulación

2. Cerrar preventor de arietes superior (TP) o anular esférico

3. Cerrar el pozo con el estrangulador co-rrespondiente (o con la válvula amarilla), sin rebasar la máxima presión permisible.

Este procedimiento permite al estran-gulador ser cerrado de tal manera que permita un control sensitivo y de monitoreo del comportamiento de las presiones duran-te el cierre. Esto es de especial importancia si existe la posibilidad de fracturar la forma-ción y generar un reventón hacia la superfi-cie, situación que fácilmente puede ocurrir si el pozo es cerrado sin poner atención a la posibilidad de manejar excesiva presión inicial de cierre en el espacio anular.

1.5 Procedimiento de Cierre Duro del Pozo

1. Parar la mesa rotaria.2. Levantar la flecha al punto de desco-

nexión.3. Cerrar el preventor de arietes (TP sin

abrir válvula hidráulica de la línea de es-trangulación).

Este procedimiento permite cerrar el pozo en el menor tiempo posible y, por lo tanto, reduce el volumen que se introduce al pozo.

El uso de un cierre duro está limitado a las condiciones del pozo en las que se co-noce de antemano que la máxima pre-sión permisible para la TR es más gran-de que la presión inicial de cierre del pozo, y que dicha presión no afectará

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al fracturamiento de la formación o que exista un descontrol en la superficie.

2. CRITERIOS PARA DEFINIR CUÁNDONO SE DEBE CERRAR EL POZO

Los siguientes criterios se deben aplicar cuan-do se considera conveniente cerrar el pozo.

1. Ocasionará el riesgo de fracturar la for-mación.

2. Dañar la TR (en la zapata o por falla en la presión interna).

3. Si es mayor la máxima presión registrada en TR (E.A.) que la máxima presión per-misible a la fractura:a. Producirá un reventón subterráneo que

llegue a la superficie.b. Si el pozo tiene TR suficiente, el re-

ventón permanecerá subterráneo sin alcanzar la superficie.

4. Posibles fuga en las conexiones superfi-ciales.

2 .1 Procedimiento de Cierre alestar Metiendo o Sacando TP

Una vez detectada la presencia de un bro-te, se procederá a cerrar el pozo. Siendo el procedimiento recomendado de cierre el siguiente:

1. Suspender la operación dejando una junta sobre la rotaria.

2. Sentar la tubería en sus cuñas.3. Instalar la válvula de pié abierta, apretar-

la y cerrarla.4. Suspender la sarta en el elevador y sacar

cuñas.5. Abrir la válvula hidráulica de la línea de

estrangular.6. Cerrar el preventor superior arietes de TP

o el preventor anular.

7. Cerrar el pozo con el estrangulador hi-dráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en espacio anular.

2.1.1 Cerrado el Pozo se Debe:

• Medir el incremento de volumen en presas• Anotar la presión de cierre en la tubería

de revestimiento, registrando la presión cada minuto durante los primeros diez mi-nutos, observando la presión estabilizada.

• Posteriormente, cada cinco minutos, cuidando de no rebasar la máxima pre-sión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas, como se indica en otros capítulos de este manual.

• Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición.

• Observar los preventores, conexiones superficiales y múltiple de estrangula-ción para verificar que no haya fugas. Esto también es para línea de flote y la línea de desfogue del estrangulador.

• Verificar la presión existente en los acu-muladores, múltiple de distribución y preventor anular de la unidad de accio-namiento de preventores.

En caso de considerar que la presión que se espera encontrar en la tubería de perfora-ción sea mayor que la presión de bombeo durante la perforación, no es recomendable esta comunicación con el tubo vertical, al no tener instalado el preventor interior (se puede presentar una fuga en el tubo lava-dor, manguera, tubo vertical, etc.). Otra de las ventajas que se tiene al instalar el pre-ventor interior, es que se puede introducir tubería de perforación a través del preven-tor anular con presión en el pozo.

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Por lo descrito, se considera conveniente que, en todos los brotes que se presentan, se instalen siempre la válvula de seguridad

y el preventor interior.

Si se tiene flujo en la tubería de perfora-ción, se instalará primero la válvula de se-guridad y se cerrará el pozo (conforme al procedimiento anterior) y después el pre-ventor interior (válvula de contrapresión); posteriormente, se represionará la tubería de perforación (dependiendo de la presión, puede ser con la bomba del equipo o con una unidad de alta presión) y se abrirá la válvula de seguridad para que opere el preventor in-terior al descargar la presión aplicada.

En caso de que se presente el brote y aún no se tenga flujo en la tubería de perforación, podría instalarse conjuntamente la válvula de seguridad abierta y el preventor interior o válvula de contrapresión.

2.2. Procedimiento de Cierre al EstarMetiendo o Sacando Herramienta

Una vez que el brote es identificado, el pozo debe cerrarse con el siguiente procedimiento:

1. Suspender la operación, dejando una junta sobre la mesa rotatoria.

2. Sentar la herramienta en sus cuñas e ins-talar el collarín; simultáneamente, abrir la válvula hidráulica en la línea de es-trangular.

3. Instalar y apretar el sustituto de enlace en la tubería.

4. Conectar, apretar y bajar con un tramo de tubería o lingada de TP y sentar en sus cuñas.

5. Instalar (abierta), apretar y cerrar vál-vula de pié.

6. Suspender sarta de perforación en el elevador y sacar cuñas.

7. Cerrar el preventor superior de arietes de TP.

8. Cerrar el pozo con el estrangulador hi-dráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en espacio anular.

Hecho el cierre del pozo, se tendrá que:

• Medir el incremento de volumen en presas.• Anotar la presión de cierre en la tubería

de revestimiento, registrando la presión cada minuto durante los primeros diez hasta que se estabilice.

• Posteriormente, cada cinco minutos, cuidando de no rebasar la máxima pre-sión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas.


• Observar los preventores, conexiones superficiales múltiple de estrangulación, para verificar que no haya fugas.

• Observar la presión de los acumulado-res, múltiples de distribución y preven-tor anular de la unidad de accionamien-to de preventores.

Si se presenta un brote al estar sacando o metiendo herramienta, se debe considerar como posibilidad inmediata la de tratar de bajar un tubo o una lingada. Es por eso que se sugiere dejar libre la lingada que tenga el sustituto de enlace a la herramienta, con el fin de hacer más fácil la maniobra.

La ventaja de lo descrito es tener la posibili-dad de operar el preventor de arietes como un factor adicional de seguridad, ya que al cerrar el preventor anular se tiene el ries-go de que la presión dentro del pozo sea la suficiente como para lanzar hacia afuera la herramienta, al no poder sujetar la misma.

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En caso de que se presentara una emergen-cia, la herramienta debe soltarse dentro del pozo, para después cerrarlo con el preven-tor de arietes ciegos.

2.3 Procedimiento de Cierre al NoTener Tubería Dentro del Pozo

• Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

• Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte.

• Cerrar el pozo con el estrangulador hi-dráulico o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible.

Cerrado el pozo, se tiene que:

• Medir el incremento de volumen en presas• Anotar la presión de cierre en la tubería

de revestimiento y registrar esta presión cada minuto durante los primeros diez, hasta que se estabilice. Posteriormente, cada cinco minutos, cuidando no rebasar la máxima presión permisible o, en su caso, permitir la expansión del gas.


• Observar los preventores, conexiones su-perficiales, múltiple de estrangulación, la línea de flote y la línea de desfogue del estrangulador, para verificar que no haya fugas.

• Verificar la presión existente en los acu-muladores, múltiples de distribución y preventor anular de la unidad de accio-namiento de preventores.

Generalmente, hay una tendencia a olvidar

el volumen de lodo en presas por parte de la cuadrilla del equipo, sobre todo si el pozo se llenó y se observó después que la tubería se sacó.

Por esto, es recomendable observar siempre el nivel en presas, línea de flote y el nivel de lodo en el pozo, ya que además se tiene el riesgo potencial de que el nivel de lodo se abata por pérdida del fluido.

Si este no es detectado a tiempo, la presión hidrostática puede llegar a ser inferior a la presión de formación, con el consecuente riesgo de un brote.

2.4 Procedimientos de Cierre del Pozoal Correr TR (Poca Longitud)

1. Suspender la operación y colocar la TR en cuñas.

2. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular y cerrar el preventor de arie-tes de TR.

3. Instalar enlace de TR a TP y apretar.4. Cambiar el elevador.5. Conectar y apretar un tramo de TP con

válvula de pié abierta.6. Abrir línea de estrangular secundaria (de-

pendiendo de las condiciones del pozo); Cerrar el preventor Anular (Esférico).

7. Abrir el preventor de arietes de TR.8. Bajar el tramo de TP y cerrar la válvula

de pié.9. Cerrar el preventor inferior de arietes de

TP, Abrir el preventor Anular ( Esférico), si se opero; Cerrar línea de estrangular primaria, ( Válvula Hidráulica).

10. Cerrar el pozo con el estrangulador co-rrespondiente, o la válvula amarilla, y registrar presiones.

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2.5. Procedimiento de Cierrecon TR cerca del Fondo

1. Suspender la operación y colocar la TR en cuñas.

2. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular.

3. Instalar enlace de TR a TP y apretar.4. Instalar abierta, apretar y cerrar la vál-

vula de pié.5. Suspender la sarta en el elevador.6. Cerrar el preventor de arietes de TR.7. Cerrar el pozo con el estrangulador co-

rrespondiente, o válvula amarilla, y re-gistrar presiones.

2.6. Procedimiento conDesviador de Flujo

Las instrucciones para controlar un brote con desviador de flujo difieren, ya que se aplican en dos situaciones:

2.7 Perforando y Viajando. Perforando

1. Atender la alarma del brote de gas. Pro-bablemente se trate de Gas Somero.

2. Levantar la fecha al punto de desco-nexión. No pare la bomba.

3. Cerrar el preventor anular (Diverter), verificando la apertura de las válvulas hidráulicas.

4. Continuar bombeando fluido lodo o agua, al más alto gasto permisible.

5. Alinear las válvulas del desviador en di-rección del viento.

6. Si tiene lodo pesado, continúe bombean-do hasta desalojar el flujo.

OBSERVACIONES:• Considere bombear un bache viscoso y

pesado• Densidad: incremento máximo permisi-

ble = 0.12 gr/cm3 - 0.24 gr/cm3 arriba de la densidad esperada.

• Viscosidad: de alta consistencia.

2.8 Viajando

1. Atender la alarma del brote de gas.2. Colocar una junta arriba de la mesa ro-

taria y sentar la sarta en las cuñas.3. Si la TP no flota, instalar abierta, apre-

tar y cerrar la válvula de pié.4. Cerrar el preventor anular (Diverter),

verificando la apertura de las válvulas hidráulicas.

5. Alinear las válvulas del desviador en di-rección del viento.

6. Conectar la flecha, abrir la válvula de pié e iniciar el bombeo del lodo, ¡lo más rápido posible!

7. Considere colocar un bache viscoso que cubra desde la barrena hasta la superficie.

OBSERVACIONES - CONSIDERE

• Continuar bombeando agua hasta que la zona de aportación se agote.

• Bombear un segundo bache viscoso pesado.

• Un tapón de barita.• Tener disponible el plan de respuesta de

emergencias.

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2.8.1 Supervisión Durante LaOperación de Cierre del Pozo

La operación de cierre del pozo por presen-cia de brote significa ejecutar las operacio-nes correctas por la tripulación de la insta-lación terrestre o marina.

La responsabilidad del Técnico en funciones y Superintendente de la instalación será su-pervisar las operaciones del cierre del pozo registrando el evento de cierre del pozo res-pecto a la hora en que se suscitó, el tiempo que se empleó al cierre del pozo y la causa.

A continuación, se llevará el registro del comportamiento de las presiones al cierre de la tubería y espacio anular, así como a regulares intervalos en ambos manómetros.Se registrará el volumen ganado en las pre-sas, para estimar la magnitud del brote.

Después del cierre del pozo, las presiones se estabilizarán y posteriormente continuarán ascendiendo paulatinamente. Las presiones de cierre estabilizadas nos permitirán poste-riormente hacer cálculos para llevar a cabo el control del pozo.

La naturaleza del brote proporcionará la ve-locidad con que se incrementen las presio-nes. Un brote de gas no permitirá demasiado tiempo para reflejarse en presión y presen-cia en la superficie, a diferencia de los bro-tes de aceite o agua salada o combinación.

Se estima como velocidad promedio de as-censo del gas entre 200 a 300 m/hr.

2.9 Procedimiento para Conocer laPresión en la TP Cuando se Tenga

Válvula de Contrapresión en la Sarta

a. Accione la bomba a gasto reducido, a través de la TP observando el incremen-to de presión en el manómetro. Es pro-bable que el valor en la TP aumentará de manera rápida cuando el fluido es in-compresible y sobrepase la presión del flotador o charnela de la válvula (de una a diez emboladas).

b. Repita la operación y cuando tres lectu-ras consecutivas sean iguales, suspenda el bombeo.

c. Permita que la presión se estabilice.d. Lea y registre la presión de cierre en la

tubería de perforación.

OBSERVACIÓN: La presión en la tubería de perforación se puede purgar a cero y re-petir el procedimiento, para confirmar el

valor registrado.

3. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

3.1 Factores Importantesa Evaluar

• Operación que se estaba efectuando al ocurrir una pérdida.

• Edad geológica y tipo de roca en donde se originó la pérdida.

• De ser posible, identificar si es inducida o natural.

• Profundidad.

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3.2 Medidas Preventivas queDeben Considerarse en

Zonas de Pérdida

• Emplear la densidad mínima requerida del lodo.

• Mejorar las condiciones reológicas del fluido, evitando los sólidos indeseables.

• Evitar incrementos bruscos de presión de la bomba de lodo.

• Reducir la velocidad cuando se introduz-ca la tubería de perforación.

• Reducir la caída de presión en el fondo del agujero, disminuyendo la densidad equivalente de circulación.

• Identificar si las gasificaciones son por falta u homogeneidad de la densidad del lodo.

3.3 Medidas Correctivas que DebenAdoptarse al Presentarse una Pérdida

• Localizar la zona de pérdida.• Cuantificar la severidad de la pérdida.• Seleccionar el tamaño y tipo de material

obturante y agregarlo en función de la se-veridad de la pérdida.

De persistir la pérdida de circulación, des-pués de haber aplicado las medidas preven-tivas y correctivas, se tendrá que considerar la utilización de “tapones”.

3.4 Tipos de Tapones para elControl de Pérdidas de Circulación

Tapón para el control de pérdidas de circula-ción es el nombre que se le da a la operación en la que se coloca un determinado volumen de bache con propiedades obturantes a cier-ta profundidad y es desplazada utilizando lodo de perforación, agua o el fluido con el cual preferentemente se llene el pozo. Para el control de pérdidas se tienen los siguien-tes tapones:

• Tapón Diesel - Bentonita.• Tapón Diesel - Bentonita - Cemento.• Tapón de Cemento.• Tapón de Cemento - Bentonita.• Tapón de Cemento - Gilsonita• Tapón de Barita (brotes asociados con

pérdidas).• Tapón de sal.

4. EXTRACCIÓN OINTRODUCCIÓN DE TUBERÍA

Cuando se presenta un brote en proceso de sacar o meter la tubería, es decir el conside-rar al extremo de la sarta retirada bastante fuera del fondo, se requiere un análisis más completo de la situación para tomar la ac-ción más apropiada.

Efecto de la Concentración de los materiales al obstruir fracturasm/.gk lair et a

m l ed nói cart necnoC

3

Longitud de la facura obturada en cm. y en pg.Gráfica 1

Guía para seleccionar el tamaño y tipo de obturante.

SI EXISTE ALGUNA DUDA EN CUANTOA LA SITUACIÓN DEL BROTE,

CIERRE INMEDIATAMENTE EL POZO,ANALICE EL PROBLEMA

Y TOME LA ACCIÓNMÁS SEGURA.

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Salvo situaciones de perforar en zona con presión anormal, por lo general el pozo avi-sa de manera suave al inicio del brote, y conforme pasa el tiempo, el caudal se incre-menta hasta que se torna en cabezadas en la boca del pozo.

Mucho cuenta que la tripulación esté entre-nada para identificar al brote en su fase ini-cial para tomar decisión al estar viajando la sarta. Como primera pregunta será: si des-pués de haber cerrado el pozo y determi-nar la profundidad del extremo de la sarta, permite efectuar el control parcial del pozo, para después regresar al fondo y efectuar el control total del mismo.

Si el caudal es bastante, no queda otro ca-mino más que cerrar el pozo y prepararse para efectuar el control a esa profundidad.Varias compañías no quieren correr dema-siados riesgos e imponer políticas de cierre de pozo ante la presencia de un brote al es-tar manejando la sarta fuera del fondo, y proceden a efectuar control sobre el pozo.

Otras compañías toman la decisión, depen-diendo del volumen del brote, de regresar la barrena al fondo del pozo con preventor interno en la sarta hasta la profundidad que la situación lo permita.

MANTENIENDO ESTRICTA VIGILANCIASOBRE LA SITUACIÓN DE RIESGO.

Cabe señalar que el mejor control sobre la presencia de brote se realizará con la sar-ta en el fondo del pozo. Cuando se tenga la presencia de brote al iniciar a bajar la sarta de perforación o se estén sacando los últi-mos lastrabarrenas, será más conveniente sacarlos y proceder a cerrar el pozo.

Si requiere mucho tiempo para extraer los lastrabarrenas o meter los programados por el diseño de la sarta, lo más conveniente será meter una lingada de tubería de perfo-ración y su preventor interno.

Si se encuentra manejando tubería franca dentro del pozo y está el extremo muy re-tirado del fondo, ante la presencia de un brote, considere la posibilidad de control mediante el uso de tubería flexible.

5. PROCEDIMIENTOS PARAEFECTUAR SIMULACROS

DE BROTES

De acuerdo con los Reglamentos Internacio-nales, todo el personal contratado en acti-vidades de perforación terrestre y costafue-ra, deberá ser capacitado en el manejo del equipo de control superficial, operación y técnicas para evitar posibles riesgos, tanto al personal como a las instalaciones.

Para prevenir brotes y reventones, es nece-sario que los equipos de perforación cuenten con el sistema de control superficial adecua-do y que el personal de la cuadrilla aprenda a cómo usarlos.

Los miembros de la cuadrilla también deben estar capacitados para identificar los indica-dores de los brotes; ya que cuando esto ocu-rre son los primeros que deben detectarlos y tomar las acciones inmediatas para mante-ner el control del pozo.

Al ocurrir un brote, todos los miem-bros de la cuadrilla deben estar familia-rizados con la operación del sistema de control superficial, con el fin de efec-tuar el cierre del pozo con seguridad,

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para evitar daños personales y materiales de manera rápida y eficiente.

Los simulacros de brotes contribuyen a en-trenar a la cuadrilla, a mantenerla alerta ante los indicadores de un posible brote y a desarrollar en sus elementos la coordinación adecuada para reducir el tiempo de cierre del pozo.

Estos simulacros deben efectuarse durante cada una de las operaciones siguientes:

1. Al estar perforando.2. Al estar metiendo o sacando tubería de

perforación.3. Al estar metiendo o sacando herramienta.4. Al no tener tubería dentro del pozo.

Cada uno de estos simulacros deberá llevar-se a cabo cuando menos una vez a la sema-na, con cada cuadrilla de perforación (si las condiciones del pozo lo permiten).

Cuando se trate de trabajadores que parti-cipen en labores de perforación por primera vez, se les debe proporcionar la información necesaria acerca de los procedimientos y de las operaciones de control del pozo.

Los simulacros para la prevención de brotes deben realizarse sin darle ninguna adverten-cia a la cuadrilla.

La sorpresa es un elemento clave para que la cuadrilla crea que es un brote real y no un simple simulacro.

El simulacro debe contar con la participa-ción de toda la cuadrilla, y cada uno de sus integrantes debe tener conocimiento de la actividad que se debe desarrollar para efec-tuar el cierre del pozo.

Cada vez que se realice un simulacro, debe tenerse la seguridad de escoger un período donde no se ponga en peligro la operación del pozo.

Para iniciar el simulacro debe utilizar el in-dicador de nivel en presas o el indicador del flujo del lodo en la línea de flote, con una alarma sonora que indique la presencia de un brote. De no contar con dichos dispositi-vos, el inicio del simulacro debe hacerse en forma verbal. Conviene recordar la impor-tancia de su reparación o reinstalación de los dispositivos de seguridad.

Al término del simulacro, el Técnico sancio-nará el rendimiento de cada trabajador que intervino en el mismo, haciendo las indica-ciones correspondientes en una reunión con la cuadrilla, con el fin de corregir posibles errores detectados durante la ejecución del simulacro.

Asimismo tomará el tiempo empleado por cada integrante de la cuadrilla para efec-tuar sus funciones, hasta que esté listo para cerrar el pozo, el tiempo total para cerrarlo y el tiempo total para concluir el simulacro , con objeto de llevar un registro por cuadrilla y detectar las deficiencias en alguno de los integrantes de la tripulación.

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5.1. Simulacro de Cierre delPozo al estar Perforando

• Llamado de alerta.• Parar la rotaria y levantar la flecha para

que se tenga la junta inferior arriba de la mesa rotatoria.

• Parar la bomba de lodos y observar el pozo.

• Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

• Cerrar el preventor de arietes superior o anular (dependiendo de las condicio-nes), cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

• Cerrar el estrangulador o válvula ama-rilla, evitando de no rebasar la máxima presión

• Registrar presiones estabilizadas en la tubería de perforación y revestimiento.

5.1.1 Una Vez Cerrado el Pozo, se DebeProceder a Simular lo Siguiente:

• Medir el incremento de volumen de lodo en presas.

• Verificar la densidad del lodo en las presas.• Observar el conjunto de preventores,

múltiple de estrangulación, línea de flo-te y líneas de descarga del múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas.

• Verificar la presión en la unidad acumu-ladora.

• Verificar el funcionamiento de los ma-tachispas de los motores de Combustión Interna.

5.2. Simulacro de Cierre del Pozoal estar Metiendo o Sacando

Tubería de Perforación

• Llamado de alerta.• Suspender la operación de viaje, dejan-

do una junta arriba de la mesa rotatoria.• Sentar la TP en sus cuñas.• Instalar la válvula de seguridad abier-

ta y apretarla, cerrar la válvula de se-guridad.

• Suspender la sarta en el elevador.• Abrir la válvula hidráulica de la línea de

estrangulación.• Cerrar el preventor de arietes superior.• Cerrar el estrangulador o válvula de con-

trol, cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

• Registrar la presión en la tubería de re-vestimiento estabilizada.

5.2.1 Una Vez cerrado el Pozo, se DebeProceder a Simular lo Siguiente:

• Medir el incremento en volumen del lodo en presas.

• Verificar la densidad del lodo en presas.• Observar el conjunto de preventores,

conexiones superficiales, múltiple de es-trangulación, línea de flote y líneas de descarga del múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas.


• Verificar el funcionamiento de los mata chispas de los motores de Combustión Interna.

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5.3 Simulacro al estar Metiendoo Sacando Herramienta

• Llamado de alerta.• Suspender la operación de viaje dejando

una junta sobre la mesa rotatoria.• Colocar cuñas e instalar el collarín.• Abrir la válvula hidráulica de la línea de

estrangulación.• Instalar el sustituto de enlace de la tu-

bería a la herramienta.• Colocar y bajar el tubo de perforación o

una lingada y sentarla en las cuñas.• Instalar la válvula de seguridad abierta

y apretarla.• Cerrar la válvula de seguridad.• Suspender la sarta en el elevador y re-

tirarlas.• Cerrar el preventor de arietes superior.• Cerrar el estrangulador o válvula de con-

trol, cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en superficie.

• Registrar la presión estabilizada en la tu-bería de revestimiento.

5.3.1 Una Vez Cerrado el PozoProceder a lo Siguiente:

• Medir el incremento de volumen del lodo en presas

• Verificar la densidad del lodo en presas• Observar el conjunto de preventores,

conexiones superficiales, múltiple de estrangulación, para localizar posibles fugas

• Verificar la presión en la unidad acumu-ladora

• Verificar el funcionamiento de los mata-chispas de los motores.

5.4 Simulacro al No TenerTubería Dentro del Pozo

Cuando no se tenga tubería o herramienta dentro del pozo y cuando sólo se tenga una lingada de herramienta dentro de él, deberá tratarse como el mismo caso. Para ello, la lingada de herramienta deberá ser extraída antes de realizar el procedimiento siguiente:

• Llamado de alerta.• Abrir la válvula hidráulica de la línea de

estrangulación.• Cerrar el preventor con arietes ciegos o

de corte.• Cerrar el estrangulador o la válvula de

control, cuidando de no rebasar la pre-sión máxima permisible en superficie.

• Registrar la presión estabilizada en la tu-bería de revestimiento.

5. 4. 1 Una Vez Cerrado el Pozo, se DebeProceder a Simular lo Siguiente:

• Medir el incremento en volumen del lodo en presas.

• Verificar la densidad del lodo en presas.• Observar el conjunto de preventores,

conexiones superficiales, múltiple de es-trangulación, línea de flote y líneas de descarga del múltiple, para localizar po-sibles fugas.


• Verificar el funcionamiento de los mata chispas de los motores.

Las siguientes tablas muestran las posiciones y actividades que debe desarrollar cada uno de los miembros integrantes de la cuadrilla, durante el desarrollo de los simulacros.

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Categoria Perforador Ayte.Perforador ChangoAyte. Piso

No.1Ayte. Piso

No.2Ayte. Piso

No.3

Op.deMantto. Eq.

de Perf.

Presentarseal llamadode alerta

en:

Piso de perfn. Piso de perfn.Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Actividad 1

Para rotaria levan-tar Kelly hasta de-jar una junta sobre

mesa rotatoria

Auxiliar alperforador

Auxiliar alperfora-

dor

Auxiliar alperforador

Actividad 2Para bomba de

lodosy observar pozo

Trasladarse al múltiple de

estrangulación

Trasla-darse a

presas de lodos

Auxiliaral ayu-

dante de perfora-

dor

Auxiliar al op. de

mantto. equipo de

perforación

Verificar matachis-

pas motores de com. interna

Actividad 3Abrir válvula hi-

dráulica

Lineaestrangula-

ción.

En caso de no tener válvula hidráulica del múltiple, sin exceder máxima

presión permisible en superficie, abrir válvula del control

del múltiple

Verificar apertura

de válvula hidráulica

Actividad 4Cerrar preventores de ariete o anular

Cerrar estrangu-lador o válvula de control del múltiple sin

exceder máxima presión permisi-ble en superficie

Registrar incre-mento

en presas

Verificar el cierre del preventor y colocar yugos o

candados

Notificar al técnico

Colocar candados al preventor

Verificar presión en unidad acu-muladora

Actividad 5Anotar presión en TP (Presión estabi-

lizada)

Anotar presión en

TP y TR minuto a minuto des-

pués cada10 minutos

Verificar que no exista

flujo en línea de

flote

Verificar posibles fugas del

conj. prev. múltiple y

líneas

Verificar posibles fugas del

conj. prev.

Actividad 6Recibir información requerida para el control de brote

Estar prepa-rados para extinguir incendios

Avisar al soldador, suspender activida-

des

Tabla 1Simulacro de cierre de pozo al estar perforando.

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Categoria Perforador Ayte.Perfo-rador Chango Ayte. Piso

No.1Ayte. Piso

No.2Ayte. Piso

No.3

Op.deMantto. Eq. de

Perf.

Presentar-se al lla-mado de alerta en:

Piso de perfn. Piso de perfn. E s p e r a r i n s t r u c -ciones del perforador en chan-guero

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Actividad 1

Colocar junta superior de la TP arriba de la mesa rotatoria

Actividad 2

B a j a r changuero a presas de lodos

Colocar las cuñas de TP y desenganchar el elevador

Verificar funcio-namiento mata-chispas motores de comb. interna

Actividad 3

Dirigir activi-dades el ayte. piso 1-2-3

Trasladars e al múltiple de estrangu-lación

Verificar que esté abierta la válvula de seguridad e instalarla en la TP y cerrarla

Actividad 4

Suspender sar-ta en el eleva-dor y abrir vál-vula hidráulica

En caso de no tener válvula h id ráu l i ca , abrir válvula de control del múltiple

Ve r i f i c a r apertura de válvula hi-dráulica

Auxiliar al ayudante de perfo-rador

Auxiliar al operariomantto. eq. de perfora-ción

Actividad 5

Cerrar preven-tor de arietes

Cerrar es-trangulador o válvula de control sin exceder máxima pre-sión permisi-ble en super-ficie

Registrar incremen-tos de vo-lumen en presas

Ve r i f i c a r cierre de preventor

Notificar el técnico

Actividad 6

Anotar pre-siónen TR yTP minuto a minuto, des-pués cada 10 minutos

V e r i f i -car que no exista flujo en linea de flote

C o l o c a r candados al preventor

Colocar can-dados al pre-ventor

Verificar presión en unidad acu-muladora

Actividad 7

Recibir infor-mación de las a c t i v i d a d e s del personal

Verificar posibles fugas del conjunto de preventores, múltiples y líneas, estar preparados para extinguir incendios

Avisar al solda-dor, suspender actividades

Tabla 2Simulacro cierre de pozo al sacar o meter tubería

WellCA

PN

ivel Fund

amental


Categoria Perforador Ayte.Perforador Chango Ayte. PisoNo.1

Ayte. PisoNo.2

Ayte. PisoNo.3

Op.deMantto. Eq.

de Perf.


Piso de perfn. Piso de perfn. Esperar ins-trucciones del perfora-dor en chan-guero

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Actividad 1

Colocar junta superior de la TP arriba de la mesa rotatoria

Actividad 2

Bajar un tramo de TP o una lingada dentro del pozo.

Bajar del changuero a presas de lodos

Verificar que esté abierta la válvula de seguridad e instalarla en la TP y ce-rrarla

Verificar ma-tachispas en motores de comb. interna

Actividad 3


Trasladarse al múltiple de es-trangulación

Actividad 4

Suspender sar-ta en el eleva-dor y abrir vál-vula hidráulica en línea de es-trangular

En caso de no tener válvula hidráulica, abrir válvula de con-trol del múltiple



Auxiliar al operariom a n t t o . eq. de per-foración

Actividad 5

Cerrar preven-tor de arietes

Cerrar estrangu-lador o válvula de control sin exceder máxima presión permisi-ble en superficie

Registrar in-crementos de volumen en presas

Ve r i f i c a r cierre de preventor y colocar candados al preventor


C o l o c a r candados al preven-tor

Verificar pre-sión en unidad acumuladora

Actividad 6

Anotar presió-nen TR y TP mi-nuto a minuto, después cada 10 minutos

Verificar que no exista flujo en li-nea de flote y estrangu-lador

Verificar posibles fugas del conjunto de preventores, múltiples y líneas

Actividad 7

Recibir infor-mación de las a c t i v i d a d e s del personal

Estar preparados para extinguir incen-dios


Tabla 2Simulacro cierre del pozo al sacar o meter herramienta

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l


Categoria Perforador Ayte.Perforador Chango Ayte. PisoNo.1

Ayte. PisoNo.2

Ayte. PisoNo.3

Op.deMantto. Eq.

de Perf.


Piso de perfn. Piso de perfn. Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Actividad 1

Abrir válvulahidráulica lí-nea estrangu-lar

Trasladarse al múltiple de es-trangulación en caso de no tener válvula hidráuli-ca, abrir válvula de control del múltiple

Trasladarsea presas de lodo



Auxiliar al o p e r a r i o de mantto.eq. de per-foración

Verificar ma-tachispas en motores de comb. interna

Actividad 2

Cerrar preven-tor ciego o de corte

Cerrar estrangu-lador o válvula de control sin exceder máxima presión permisi-ble en superficie

Registrar in-crementos de volumen en presas

Ve r i f i c a r cierre de preventor y colocar candados


C o l o c a r candados al preven-tor

Verificar pre-sión en unidad acumuladora

Actividad 3


Anotar presión en TR yTP minuto a mi-nuto, después cada 10 minutos (Presión estabi-lizada)

Verificar que no exista flujo en li-nea de flote y estrangu-lador

Verificar posibles fugas del conjunto de preventores, múltiples y líneas


Actividad 4

Recibir infor-mación re-querida para el control del brote


Tabla 4Simulacro de cierre sin tubería en el pozo.

WellCA

PN

ivel Fund

amental


Tabla 5Simulacro de control de

pozos y pasos a seguir

PROCEDIMIENTOS DE CIERRE 1*

2*

3*

4*

1. La operación de viaje debe suspenderse, dejando una junta sobre la mesa rotatoria. TP HTA

2. Parar la rotaria, levantar la flecha hasta que se tenga la junta inferior arriba de la mesa rotatoria. p

3. Parar la bomba de lodos. p

4. Suspender sarta en el elevador y observar el pozo. p

5. Abrir válvula hidráulica de la línea de estrangulación, instalar cuñas, collarín y sustituto de enlace de Hta. A TP y meter un tubo o lingada de TP.

HTA

6. Instalar la válvula de seguridad abierta o el preventor interior. TP HTA

7. Cerrar la válvula de seguridad. TP HTA

8. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. #9. Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte. #10. Cerrar el pozo con el preventor de arietes superior o anular (dependiendo de las condiciones del pozo). p TP HTA

11. Cerrar el estrangulador o la válvula de control, cuidando de no rebasar la presión máxima permisible en la superficie. p TP HTA #

12. Medir el incremento de volumen en presas. p TP HTA #13. Anotar la presión de cierre en las tuberías de reves-timiento y de perforación (caso perforando). Registrar ambas presiones cada minuto durante los primeros diez, hasta que se estabilice, y posteriormente cada cinco minu-tos, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible.

p TP HTA #

14. Cerrando el pozo se tendrá que verificar físicamente las válvulas en múltiple de estrangulación y el conjunto de preventores para asegurar su posición.

p TP HTA #

15. Observar los preventores, el múltiple de estrangula-ción, la línea de flote, y la línea de descarga del estran-gulador, para cerciorarse que no haya fugas.

p TP HTA #

16. Se deberán colocar los seguros del preventor de arie-tes y verificar la presión de la unidad de accionamiento de los preventores.

p TP HTA #

* 1. Al estar perforando (P).

* 2. Al estar sacando o metiendo TP ( TP ).

* 3. Al estar sacando o metiendo HTA ( HTA).

* 4. Al no tener TP dentro del pozo.

No hay TP dentro del pozo. #

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l


Categoria Perforador Segundo Chango PisoNo.1

PisoNo.2

PisoNo.3

Oprio.2da.

Cabo de ATP´s ATP´s

Posición al llamado

Piso de per-fn.

Piso de perfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso de perfn.

Cuarto de maqs.

Cuarto de químicos

3 al cuarto químico + 1 a pisto-las presas

Actividad 1 Levantar y sentar en cuñas

Al en-sambleestrang.

Checar niveles

Auxiliar al perforador Matachis-pas y mo-tores

Represio-nar silo de barita

Actividad 2 Para bombas y observar

Apoyar al perfora-dor

Checarflujo

Notifi-car

A cuartomau. y extracto-res

Actividad 3 Abrirválvulahidráulica


ArrancarbombaC.I.

Actividad 4 Cerrarpreventor


Checarfugas

Actividad 5 Notificar al 2do. cierreestrang.

Cerrar estrang.

R e g i s -trar ga-nancia

Estar preparados para ex-tinguir incendios

Estar preparados para extinguir incendios

Actividad 6 Registrarpresionesa 10 min.

Verificar d e s g a -sif.

Veri-ficar koomey

Auxi-liar al perfo-rador

Nota: Todo personal de apoyo y de servicios deberá reportarse al punto de reunión

Tabla 6Simulacro de cierre del pozo al estar perforando (plataforma fija).

WellCA

PN

ivel Fund

amental



PisoNo.2

PisoNo.3

Oprio.2da.



Piso de per-fn.

Piso de perfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso de perfn.

Cuarto de maqs.

Presas 3 al cuarto químico + 1 a pisto-las presas

Actividad 1 Sentar TPen cuñas.


Colocar cuñas en TP y desenganchar el elevador

Poner ma-tachispas

Checar flujo y niveles

Checartrompobarita

Actividad 2 Abrirválvulahidráulica.


Al cuar-to de bombas

Instalar válvula abierta apretar y cerrar misma

Cerrar cuarto de maq. y arrancar extracto-res

Al cuartode quí-micos



A presas Notifi-car

ArrancarbombaC.I.

R e p r e -sionarsilo

Checarmaterialquímico

Actividad 4 Notificar al 2do.

Cerrarestrang.

Verifi-car fu-gas

Veri-ficar koomey

Alinearcentrífu-ga a pre-sas

Actividad 5 Registrarpresión enTP y TR

R e g i s -trar ga-nancia

Estar preparados para ex-tinguir incendios


Actividad 6 Registrarpresionesa 10 min.

Apoyar alperfora-dor

Verificar d e s g a -sif.

Auxi-liar al perfo-rador


Tabla 7Simulacro de cierre del pozo al meter o sacar tubería (plataforma fija).

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l



PisoNo.2

PisoNo.3

Oprio.2da.



Piso de per-fn.

Piso de perfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Actividad 1 Abrirválvulahidráulica.


A presas Notifi-car

A u x i -liar al perfo-rador

Al cuartode quí-micos

Checartrompobarita

Actividad 2 Cerrarpreventor ciego

Cerrar estrang.

Regis-trar ganan-cia

Checar fugas

Actividad 3 Apoyar al perfora-dor

Checa r flujo

Estar prepa-rados para e x t i n gu i r incendios



PisoNo.2

PisoNo.3

Oprio.2da.



Piso de per-fn.

Piso de perfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

A tem-b lo r i -nas

Cuarto de maqs.

Cuartode quim.

Al cuarto de quími-cos

Actividad 1 Suspendeop´n y pa-rar la bom-ba

Al en-samble

Checarniveles

Apoyar al perforador Represio-nar silo de barita

Apoyarcabo

Actividad 2 Observarpozo

Apoyar Vocear niveles y densi-dad

Al piso Notifi-car

Voceardens dad de temb.

Metermatachis-pas

Pendien-te

Pendien-te

Actividad 3 Abrir válv.hidráulica

Al piso Checar koomey ArrancarbombaC.I.

Pendien-te

Actividad 4 Cerrar BOP. Apoyar Checarfugas

Veri-ficar koomey

Pendiente Pendien-te

Actividad 5 Cerrarestrang.

Apoyar Estar preparados para ex-tinguir incendios

Pendiente Pendien-te

Actividad 6 Registrarpresiones

Apoyar


Tabla 8Simulacro de cierre del pozo sin tubería (plataforma fija).

Tabla 9Simulacro de cierre del pozo al sacar herramienta (plataforma fija).

WellCA

PN

ivel Fund

amental



PisoNo.2

PisoNo.3

Oprio.2da.



Piso de perfn.

Piso de perfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

Piso deperfn.

A tem-blorinas

Cuarto de maqs.

Cuartode quim.

Al cuarto de quími-cos

Actividad 1 Suspendeop´n y pa-rar la bom-ba

Al en-samble

Checarniveles

Apoyar al perforador

Arran-car desgasi-ficador

Represio-nar silo de barita

Apoyarcabo

Actividad 2 Observarpozo

Apoyar Vocear niveles y densi-dad

Al piso Notifi-car

Voceardens dad de temb.

Metermatachis-pas

Perma-necer disponi-ble



Al piso Checar koomey ArrancarbombaC.I.



Apoyar Checarfugas

Pen-diente


Permane-cer dispo-nible


Apoyar Estar preparados para extin-guir incendios

Permane-cer dispo-nible


Actividad 6 Registrarpresiones

Apoyar


Tabla 10Simulacro de cierre del pozo al estar perforando (Plataforma autoelevable).

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l



PisoNo.2

PisoNo.3

Oprio.2da.



Piso de perfn.

C h a n -guero

Piso de perforación Cuarto de maqs.

A presas (1) Temblo-rina - (2) A cuarto de químicos

Actividad 1 Sentar TPen cuñas

Al múltiple estrang.

Checarmovto. de bom-bas

Colocar TP en cuñas y desenganchar el elevador

Checar niveles

(1) A presas

Actividad 2 Apretarconexión

Apoyar A presas Instalar válvula de se-guridad abierta, apre-tar y cerrar misma.


Apoyar Notifi-car


Apoyar Checarfugas


Apoyar Estar preparados para extinguir incendios

Actividad 6 Registrarpresiones a 10 min

Apoyar


Tabla 11Simulacro de cierre del pozo al estar perforando (Plataforma autoelevable).

WellCA

PN

ivel Fund

amental


5.5. Simulacro de Control de BrotesUsando el Desviador de Flujo

Todo el personal de la tripulación debe estar familiarizado con la instalación y componen-tes del sistema desviador de flujo, así como su localización, incluyendo las consolas prin-cipales y remotas.

Como objetivo se propone que los simula-cros se efectúen a intervalos programados para comprobar que el personal es compe-tente y capaz de reaccionar a situaciones que requerirán el uso del desviador de flujo.

Procedimiento:1. Aplicarlo como se indica en el plan esta-

blecido.2. Lleve a cabo la secuencia para cerrar

el desviador. Visualmente verifique que la(s) válvula(s) en la(s) línea(s) de desfo-gue están abiertas y que las válvulas en las líneas de flujo (flote) y de llenado, si se usan, estén cerradas. Para instala-ciones donde el elemento de sello de la válvula en la línea de desfogue se debe abrir antes de cerrar el espacio anular. Si hay dos líneas de desfogue indepen-dientes, se deben abrir ambas válvulas y posteriormente, si se desea, se puede cerrar la válvula que controla la línea de desfogue contra el viento. Para insta-laciones donde el elemento sellante se encuentra arriba de la línea de flujo de retorno, primero se deben abrir las vál-vulas en las líneas de desfogue y después cerrar simultáneamente la válvula en la línea de flujo o la temblorina y desvia-dor En todo caso, el sistema desviador de flujo se debe operar de tal manera que el pozo no se cierre totalmente.

3. Alertar al personal en el piso de traba-jo, unidades de logística terrestre o de apoyo, de la probabilidad de que se des-carguen fluidos por la línea de desfogue y de que se presenten fugas en el ele-mento sellante.

4. De ser necesario, ajuste la presión de cie-rre del desviador para minimizar fugas.

5. Si las condiciones lo permiten, considere que fluya el pozo por ambas líneas de desfogue, con el objeto de disminuir la contrapresión.

6. PRUEBA DE INTEGRIDADCON PRESIÓN

Cuando se previene algún daño a la forma-ción, como una fractura o pérdida conside-rable de fluidos, se realiza una prueba de integridad de presión.

Esta prueba toma como referencia una prue-ba de goteo (antes de presentarse la admi-sión de fluidos) y conforme avanza la per-foración del pozo, se puede presentar un brote. Esta situación tiene que ser preveni-da para no complicar la situación del brote.

EJEMPLO:

Después de perforar la zapata, se realiza una prueba de goteo y proporciona el dato de la presión o la densidad equivalente a la presión de goteo.

Conforme avanza la perforación, normal-mente la densidad del lodo se incrementa. Al presentarse un brote de manera rápida, se puede estimar la tolerancia al manejo de las presiones equivalente a la presión de go-teo y la densidad actual del lodo.

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l


Presión de Integridad

= [(gr/cm3 - gr/cm3) x m] 10=kg/cm2

6.1 Integridad de la Formación

Tomando como base los procedimientos para llevar a efecto el control del pozo, dis-ponemos de las Pruebas de Integridad de la Formación con la finalidad de auxiliar a eje-cutar la tarea de manera más eficiente.

Perder fluidos o romper la formación es una situación que se puede originar al llevar a cabo una operación de control de un pozo; esto se debe evitar hasta donde sea posible.

La resistencia e integridad de la formación se puede determinar por dos procedimien-tos conocidos como “Prueba de Admisión” (Leak-off) o mediante una “Prueba de Pre-sión de Integridad”; ellas están referidas a conocer o estimar la presión o densidad equivalente de fluido que puede soportar una formación debajo del ademe (TR).

El propósito de estas pruebas es definir bajo qué condiciones estarán expuestas las for-maciones debajo de la zapata.

Para realizar estas operaciones es necesario observar ciertas consideraciones:

a. Tratándose del fluido del pozo, éste debe estar homogéneo y limpio.

b. Utilizar una unidad de bombeo flexible en cuanto al manejo de gasto reducido y de alta presión.

c. Graficar el comportamiento de la Pre-sión – Volumen principalmente, también

el comportamiento Presión – Gasto.

Esta prueba se puede realizar: Por régimen-Presión - Gasto o régimen Presión - Volumen. Hay reglamentos internacionales que exigen la determinación del gradiente de fractura de formación expuesta, después de haber cimentado, probado una TR y perforado la zapata y algunos metros.

Para determinar el Gradiente de Fractura de Formación, se realiza una “Prueba de Goteo” (Leak-o) que proporciona con bas-tante aproximación dicho gradiente. Este dato se utilizará para definir una limitante de presión máxima permisible en esa zona cuando ocurra un brote o también servirá para el asentamiento de la siguiente TR. Existen otros métodos más sofisticados para calcular gradientes de fracturas de forma-ción de manera indirecta, y son: por medio de registro eléctricos, sismológicos, méto-dos de Eaton, Mathews, Kelly y Willis.

El principio físico en que consiste esta prue-ba, es de someter a un valor de presión con el fluido del pozo más un valor adicional de bombeo, para que la formación empiece a admitir fluido sin llegar al fracturamiento; esto se logra a muy bajo gasto.

Los valores de gradientes de fractura de for-mación dependerán principalmente de las características y naturaleza de la roca, pro-fundidad, fluidos contenidos, etc. Al ejecu-tar el control de un pozo, esta limitante no debe rebasarse, porque puede originar un reventón subterráneo y este puede canali-zarse hasta la superficie, por una deficiente cementación de TR.

EJEMPLO 1

Determinar la máxima presión permisible a manejar en la superficie, para evitar fractu-rar la formación.

=[( ) [

- X 10Dens. Lodode Integridadestimada

Dens. Lodoactual

Prof.Zapata ..

..

WellCA

PN

ivel Fund

amental


Datos:• TR cementada a 500 m.• Densidad del fluido 1.20 gr/cm3.• Presión de fractura 74 kg/cm3.• = 60 kg/cm2.

ph=

MAX. PRESIÓN PERM. A LA FRACTURA= PF – Ph= 74 – 60= 14 kg/cm2

Por lo anterior, se observa que no podremos permitir un represionamiento en la TR más allá de 14 kg/cm2. Si se permite, se origina-rá fractura de formación, pérdida de fluidos agravándose la situación.

6.2 Procedimiento para Efectuarla Prueba de Goteo

Condiciones esenciales:

• Equipo de control superficial y TR probados• Haber perforado la zona de prueba.

1. Con la barrena en la zona de prueba cir-cular el tiempo necesario para homoge-neizar y limpiar el fluido de control.

2. Levantar la barrena dentro de la TR (a la zapata).

3. Probar conexiones superficiales desde la unidad de alta hasta la TP.

4. Circular pozo con la unidad de alta presión.5. Cerrar preventores de arietes de tubería.6. Empleando bajo gasto de 0.5 bl/min,

graficar comportamiento de la Presión – Volumen, Presión – Gasto (cuidando la Máxima Presión para TR)

7. La gráfica; al inicio, se comportará como pendiente recta y, conforme se incrementa la presión, originará una desviación en la recta. El punto donde se inicia la desviación corresponderá como valor de la prueba de goteo, debiendo repetirse hasta obtener 2 valores iguales. Suspender el bombeo para evitar el fracturamiento de la formación. Cuantificar y anotar volumen inyectado (bl)

8. Observar el comportamiento de la pre-sión para asegurar que se trata de la “Presión de Goteo” (deberá descender hasta un valor igual o ligeramente me-nor al del punto de separación de la ten-dencia de la recta).

9. Descargar la presión y verificar el volu-men regresado.

10. Determinar los datos de presión per-misible a la fractura, densidad de lodo equivalente y gradiente de fractura de la formación.

6.3 Observación:

Si al efectuar la prueba de goteo, el agujero no sostiene la presión o no se llega a alcan-zar el valor deseado; entonces, puede estar aceptando la formación o la cementación fue defectuosa y se está comunicando al es-pacio anular entre el agujero y TR; o posi-blemente hay alguna fuga en la superficie. Inspeccione las conexiones en superficie.

EJEMPLO:

Se ha cementado una TR intermedia de 10 ¾ pg a 3,245 m y, después de perforar bajo la zapata, se tienen los siguientes datos:

Densidad del lodo = 1.56 gr/cm3

Gel a 10 min = 22 lb/100 pie2

1.20 gr/cm3 x 500 m10

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l


Diámetro del agujero = 9 ½ pgDiámetro de TP = 5 pgPresión Max. Int. TR = 10 ¾ pg, P-110 60.7 lb/pie al 80% =549 kg/cm2

Profundidad del pozo = 3,325 m

DETERMINAR:

• Máxima presión permisible a la fractura.• Densidad del lodo equivalente.• Gradiente de fractura de la formación.

1. Presión hidrostática del fluido referido a la profundidad interior

Ph =

= 519 kg/cm2

2. Presión de ruptura de Gel

= =

= 12.5 kg/cm2

3. Limite máximo de presión en la TR (10 ¾ pg)

Max. Presión Permisible en TR= (PRES. INT. TR + P. RUP GEL) – PhSustituyendo valores:= (549 + 12.5) – 519= 42.5 kg/cm2

Por los cálculos anteriores, se observa muy poco margen de presión a manejar en la su-perficie (43.5 kg/cm2 para realizar la prueba de goteo).

Por lo que es más recomendable emplear un empacador recuperable para proteger la TR.

Se procedió a bajar un empacador a 5 m arriba de la zapata (3,240 m) y se efectúo la prueba de goteo, obteniendo la siguiente información:

Simultáneo, sé gráfico el comportamiento de la presión respecto al volumen bombea-do, obteniéndose lo siguiente:

1.56 gr/cm3 x 3,325 m10

Prof x Gel @ 10 min(1300.86) (Dag - DTP)

3,325 m x 22 lb/100 pie2

1300.86 x (9.5 pg - 5 pg)

VOLUMEN BL PRESIÓNkg/cm2

0.5 101.0 231.5 352.5 482.0 603.0 743.5 854.0 994.5 1105.0 1245.5 1356.0 1506.5 1607.0 1717.5 1758.0 176

WellCA

PN

ivel Fund

amental

Presiónkg/ cm 2

Barriles

Presión de Goteo

Gráfica 2Comportamiento de la prueba de goteo

(LEAK – OFF)


Se suspendió el bombeo cuando se observó el cambio en el comportamiento de la pre-sión respecto al volumen, determinando la prueba de goteo en 168 kg/cm2.

Con este dato podemos obtener:

Presión total en la zapata= Ph + Prueba de Goteo= 519 + 168 = 687 kg/cm2

MAX. PRES. PERM. EN SUP.AL FRACT. CON LODO ACTUAL= 687 – 519

Densidad Equivalentedel Lodo (DEL)

=

=

Gradiente de Fracturade Formación (Gf )

=

=

6.4 . Prueba de Presión e Integridad

Esta prueba se realiza cuando no se desea que los fluidos entren a la formación o ésta se rompa. Al realizar la prueba se presuriza la formación hasta un valor aproximado. Si la presión se sostiene, se considera correcta. El inconveniente de esta prueba es descono-cer la presión a la que admite el intervalo.

Obteniendo el valor de la presión de integri-dad (formación), se puede obtener la demás información como en el ejemplo anterior de la Prueba de Goteo, como son:

• Presión Max. Permisible en TR.• Presión Total aplicada a la zapata.• Máxima presión permisible a la fractura.• Densidad equivalente del lodo a la

fractura.• Gradiente de fractura de formación,.

Pres. Total Zapata x 10Prof.

Pres. Total en la Zapata Prof.

687 kg/cm2 x 103,325 m

687 kg/cm2

3,325 m

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l

NomenclaturaDle= Densidad de Lodo Equivalente (gr/cm ) PS= Presión alcanzada en superficie (kg/cm ) 10= Constante H= Profundidad (M) Dl= Densidad del Lodo (gr/cm )

3

3

Presión de goteo

U A P

Dle=

Dl

Dle

Dle

Dle

UAP: Unidad de Alta Presión.

Figura 5Densidad de lodo equivalente


WellCA

PN

ivel Fund

amental


7. LIMITES DE ALARMA

7.1 Indicadores de Nivel de Presas

Este dispositivo sirve para indicar el nivel de lodo en las presas y, a su vez, detectar el inicio de un brote o una pérdida de lodo.

Actualmente existen numerosos dispositivos indicadores de nivel del lodo en presas, al-gunos incluyen alarmas audibles y graficado-res que proporcionan un registro continuo de nivel.

Otros, son observados directamente por el perforador en monitores que muestran las variaciones del nivel, incluyendo además una alarma audible con límites ajustables de alto y bajo, resultando muy superior a los procedimientos rústicos usados en fechas recientes.

El dispositivo se basa en los sensores (vástago y flotador) instalados en las presas, las cuales transmiten una señal eléctrica al registrador, donde se procesa y es enviado, convertido en valores numéricos, al monitor o pantalla ubicada en la consola del perforador.

El indicador de volumen es un dispositivo básico de advertencia en el control de po-zos. Un brote inicia a desplazar lodo fuera del pozo y el indicador de nivel en las pre-sas registra este hecho como un incremen-to en el nivel o volumen. Estos dispositivos requieren de mantenimiento normal que garantiza la eficiencia en su operación. Por consiguiente, debe aplicársele en los perío-dos programados, para que siempre se ten-ga una respuesta efectiva y confiable.

Los niveles altos y bajos en las presas, cuando el equipo superficial de control del pozo está en la superficie, pueden ser de 0.8 - 1.6 m3.

7.2 Indicadores de Flujo en la Línea de Flote

La primera señal evidente de un brote en la su-perficie es precisamente el flujo o incremento del mismo por la línea de flote (línea de retorno).

Los indicadores de flujo miden el gasto en el porcentaje que pasa por la línea de flote, por lo que un aumento en el gasto de salida (cuan-do se circula con gasto constante o cuando no se está circulando y se tiene flujo por la línea de flote) podrá ser detectado por este dispo-sitivo antes de que el nivel de presas registre incremento como para ser registrado.

Esto resulta de mayor importancia cuando se tiene un sistema superficial de presas dema-siado grande. El indicador de flujo no sola-mente determina las señales de posibles bro-tes, sino que también indica la presencia de pérdidas de lodo, ya sean totales o parciales.

Generalmente, el más común de los indi-cadores de flujo consiste en una “paleta” colocada en la línea de flote. Un resorte se coloca a tensión en dicha paleta y se ajusta al instrumento de medición.

Figura 1Indicador de nivel de presas.

Wel

lCA

PN

ivel

Fun

dam

enta

l

Sensor

Flujo de Lodo

Registrador

Sistema de alarma

Corriente

Indicador Remoto

Señal Luminosa

Bocina

Consola

Ajuste Alto

Ajuste Bajo

Indicador de Nivel

Línea de llenado

Tanque de viajes

Bomba centrífuga

Tubería

Nivel de Lodo

Línea de flote

Piso del Equipo

Campana

Motor

Sensor

Flujo de Lodo

Registrador

Sistema de alarma

Corriente

Indicador Remoto

Señal Luminosa

Bocina

Consola

Ajuste Alto

Ajuste Bajo

Indicador de Nivel

Línea de llenado

Tanque de viajes

Bomba centrífuga

Tubería

Nivel de Lodo

Línea de flote

Piso del Equipo

Campana

Motor

Figura 2Indicador de flujo en la línea de flote

Figura 3Tanque de viajes


Si el flujo se incrementa o disminuye, la pale-ta cambiará de posición y creará una tensión nueva del resorte, la cual es registrada e in-terpretada por el sensor y, posteriormente, enviada con un valor numérico a la pantalla ubicada en la consola del perforador.

La mayoría de estos dispositivos cuentan con alarmas audibles, con límites altos y bajo y, al igual que el indicador de nivel en presas, requiere de un mantenimiento rutinario y de un buen uso para garantizar un servicio adecuado.

El mantenimiento a este equipo es princi-palmente de limpieza, por lo que se reco-mienda se haga con frecuencia, en la forma por turno, diaria o semanal, según lo dicte la operación y el equipo. Recuerde que la ins-pección, el mantenimiento y su prueba ase-guran que trabaje eficientemente el equipo cuando sea requerido.

7.3 Tanque de Viajes

El tanque de viajes, diseñado y usado ade-cuadamente, es un dispositivo que permite medir correctamente el lodo necesario para llenar el pozo, cuando se extrae la tubería del mismo.

De igual forma, mide el volumen del lodo desplazado por la tubería al ser introducida al pozo.

En otras palabras, es un dispositivo que fa-cilita la medición correcta del volumen de lodo durante los viajes, por lo que es de gran utilidad en la detección oportuna de brotes y pérdidas de circulación.

El tanque de viajes debe ser pequeño, para que su volumen pueda medirse y calibrarse fácilmente.

Existen principalmente dos diseños de tan-ques de viajes, los cuales son: el que utiliza bomba centrífuga y del tipo de llenado por gravedad.

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El diseño más conveniente es el que permite determinar el volumen de lodo, tanto en la introducción como en la extracción de tu-berías.

Los tanques de llenado, ubicados en el piso del equipo y a la altura de la línea de flote, son dispositivos de gran utilidad, puesto que permiten medir correctamente el volumen del lodo para llenar el pozo cuando se saca tubería, ya que, como se mencionó, la ma-yoría de los brotes se producen al estar via-jando.

Para que el tanque de viajes proporcio-ne medidas correctas, es necesario que se mantenga limpio, debiéndolo lavar inmedia-tamente después de usarlo; además, debe llenarse con lodo que haya pasado por el equipo de control de sólidos.

El tanque de viajes puede tener, entre otros usos, los siguientes:

• Medir el volumen de lodo cuando se in-troduce tubería de revestimiento dentro del pozo.

• Permitir la medición correcta del volu-men desplazado del lodo cuando se in-troduce tubería bajo condiciones de pre-sión dentro del pozo.

• Determinar correctamente el volumen para llenar el pozo al tener pérdidas de circulación.

Además, el tanque de viaje sirve para medir fluidos que regresan después de su pérdi-da, monitorear al pozo durante operaciones de registros, cementación y calibración de bombas.

7.4 Otros Sensores de GasesFlamables/Explosivos y H2S

Los detectores (sensores) de gas miden en la temblorina la concentración de gas en el lodo a la salida del pozo. Hay muchos tipos de detectores de gas, los cuales operan con principios distintos.

Algunos son capaces de medir el metano, el gas total o la medición de cada componente del gas; sin embargo, todos ellos miden el gas contenido en el lodo.

Estos dispositivos son de gran utilidad como indicadores de posibles brotes, también pueden mostrar la producción potencial del pozo.

Figura 4Cuidado con el Ácido

Sulfhídrico

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Cuando una cierta cantidad de gas en el lodo ha sido detectada, una alarma audible o vi-sible es activada para alertar a la tripulación del equipo.

Generalmente, este dispositivo es parte in-tegrante de las unidades de registro conti-nuo de hidrocarburos, que tradicionalmente se emplean en pozos exploratorios.

Donde exista la posibilidad de la presencia de H2S, los equipos:

a. Deberán estar dotados de un detector de H2S que active las alarmas audibles y vi-sibles cuando las concentraciones exce-dan de 10 ppm. Este equipo deberá ser capaz de detectar un mínimo de 5 ppm en la atmósfera, con sensores localiza-dos en el contrapozo, la campana, tem-blorina, área de presas de lodos, habi-taciones y en otras áreas mal ventiladas o confinadas donde se podrán acumular concentraciones peligrosas.

b. El equipo usado en la detección de H2S se calibrará diariamente antes de lle-gar a la zona con ambiente sulfhídrico y cuando menos cada 8 hrs al utilizarlos en ambiente amargo. Estas calibraciones se deben registrar.

c. Deberán estar disponibles para el perso-nal laborando en la instalación capaces de detectar 10 ppm de sulfhídrico. Al detectarse la presencia de H2S, se harán inspecciones con instrumento portátil para detectar el gas amargo en todas las áreas con ventilación pobre.

8. INFORMACIÓN PREVIA PARAEL CONTROL DEL POZO

La información que se debe tener disponi-ble en la instalación, al estar realizando las tareas de perforación y mantenimiento de pozos, es principalmente:

• Presión reducida de circulación.• Configuración del pozo.• Gradiente de fractura de la formación.• Presiones máximas permisibles en la ca-

beza del pozo.• Desplazamientos y volúmenes.

Respecto al dato de la presión reducida de circulación ésta se puede tomar a partir del valor de presión que nos da el manómetro del tubo vertical al circular el lodo a un gas-to reducido (1/2 ó 1/3 del régimen normal) y nos proporciona las pérdidas por fricción en el sistema circulante.

Esta información deberá obtenerse cuando:

• Se efectúen cambios por densidad y vis-cosidad al lodo.

• Variaciones en la geometría de la sarta de perforación.

• Variaciones en las toberas.• Cada vez que se perforen de 100 a 150 m.• En cada turno de trabajo.• Después de haber reparado una bomba.

Precaución: El manómetro o dispositivo para obtener esta presión deberá ser con-fiable, ya que son susceptibles (los manó-metros) de sufrir daño o descalibración.

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Las razones para manejar un gasto reducido de circulación, que servirá para controlar al pozo, son:

• Se generan menores valores de presión.• Disminuye la posibilidad de falla en el

equipo de bombeo.• Permite agregar materiales densificantes.• Se dispone de más tiempo para analizar

problemas relacionados con el control del pozo.

• Facilita la operación de control de las pre-siones en el múltiple de estrangulación.

• Menores pérdidas por fricción.

Este dato de la presión reducida de circula-ción servirá para determinar Las presiones ini-cial y final de circulación al controlar el pozo.

8.1. Fractura de la Formación

Se entiende por presión de fractura de la formación la cantidad de presión requerida para deformar permanentemente la configu-ración de una formación.

Esta presión de fractura de formación se puede expresar también en gradiente, ya que es la presión por unidad de longitud.

Las principales unidades son kg/cm2/m y lb/pg2/pie. Por lo general, conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de fractura de formación. Formaciones poco compactadas, como las que se localizan en aguas profundas costafuera, pueden presen-tar bajos gradientes de fractura de formación.

Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la superficie, al efectuar el control del pozo, y es una limitante. Si no se

toma en cuenta se puede presentar una pér-dida de fluido al fracturarse la formación, ocasionando muchos problemas adicionales a la presencia del brote, tales como un des-control subterráneo.

La máxima presión permisible a manejar en el espacio anular por fracturamiento de for-mación se puede obtener por:

• Métodos analíticos.• Pruebas prácticas de campo.

Los gradientes de fracturamiento analíti-cos se pueden obtener a través de registros geofísicos y por ecuaciones matemáticas de-sarrolladas principalmente por Eaton, Hub-bert – Willis y Mattews – Kelly.

Las principales prácticas de campo, para ob-tener los gradientes de fractura de la forma-ción más confiables son las “Pruebas de go-teo” y las pruebas de presión de integridad de formación. Estas pruebas se indican en este capítulo.

8.2 Presiones Máximas Permisibles

La Norma API–6A y el Boletín API-13 presen-tan las especificaciones del equipo y co-nexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000 y 15,000 lb/pg2. La presión de trabajo de la cabeza del pozo deberá ser mayor a las máximas presiones esperadas.Esta presión debe ser mayor que la:

• Resistencia a la presión interna de la tu-bería de revestimiento.

• Presión máxima anticipada.• La presión de fractura de la formación

referida a la zapata de TR.

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Respecto al uso de las tablas de tuberías de revestimiento, en cuanto a los valores de presión interna, se recomienda por seguri-dad usar solamente el 80% del valor nominal.

Si existiera otro tipo de daño o información por registros de calibración, se tomará el co-rrespondiente al estado de la tubería.

8.3. Cabezales, Válvulasy otras Conexiones

También son homogéneos al rango de tra-bajo de la cabeza del pozo. Este equipo, al trabajar durante la perforación del pozo, se debe probar de manera hidráulica periódi-camente para certificar su función.

8.4. Preventores de Reventones

Son parte esencial del equipo de control superficial del pozo y son seleccionados de acuerdo al avance de perforación en cuanto a su medida y capacidad a la presión. Al igual que las demás partes de control superficial del pozo, también estarán sujetos a pruebas de hermeticidad periódicas para constatar su función.

9. VERIFICACIÓN DEL FLUJO

Una vez que el brote ha sido detectado por la tripulación, se requiere confirmar su ac-ción dentro del pozo. Para ello se suspende la perforación, se levanta la fecha a posi-ción de cierre de preventores y se observa al pozo.

La presencia de un brote puede suceder al incrementarse el rango de velocidad de pe-netración, incremento de nivel en las pre-

sas, incremento en el flujo por la línea de flote al estar perforando. O bien al estar via-jando por diferencias volumétricas de lodo para llenar o de desplazamiento que no co-rresponde a los volúmenes de acero que se están manejando.

La verificación de flujo del pozo también se puede requerir antes de iniciar a sacar el aparejo de perforación. Esta observación es directa en la línea de flujo o por medio de sensores para medición del lodo.

El tiempo de verificación de flujo del pozo deberá ser el suficiente para confirmar sin equivocación que el fluido dentro del pozo está estático o bien en proceso de flujo.

9.1. Método de Verificación de Flujodel Pozo al Perforar:

1. Identificar señal de brote.2. Alertar a la tripulación.3. Suspender la perforación.4. Levantar la junta arriba de la mesa ro-

tatoria.5. Parar bomba de lodos.6. Observar el pozo.7. Definir situación.

9.2. Método para VerificarFlujo del Pozo al Viajar:

1. Identificar señal de brote.2. Alertar a la tripulación.3. Suspender la tubería en cuñas.4. Instalar válvula de seguridad de pleno

paso en posición abierta.5. Observar el pozo.6. Definir situación.

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ÍNDICE

1. Técnicas de Introducción 91__________________________________

2. Deslizando Tubería (Stripping) 93__________________________________

3. Fuerza Ascendente enFunción de la Presión del Pozo 95__________________________________

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1. TÉCNICAS DE INTRODUCCIÓN

Se utiliza esta técnica para resolver proble-mas en pozos de alta presión para llevar a cabo su control. Este puede presentarse en dos condiciones diferentes:

• Con el aparejo de producción y árbol de válvulas instalado.

• Al originarse un brote durante las opera-ciones de perforación, de una termina-ción o reparación de un pozo.

Cuando el brote suceda en alguna etapa de la perforación, y de acuerdo a su magnitud de inmediato se analizará la situación para resolver si es factible ejecutar las siguientes operaciones con el mismo equipo y el arre-glo de preventores instalado en el pozo.

El método consiste en el forzamiento, bajo condiciones de presión, de una tubería de menor diámetro dentro de otra de mayor tamaño, tramo por tramo; hasta llegar a la profundidad programada para efectuar el control.

Para llevar a cabo lo anterior, se usa una Unidad Snubbing que la constituyen varios accesorios para formar un conjunto y operar con todas las medidas de seguridad necesa-rias.

Al cerrar un pozo después de ocurrido un brote, la presión del intervalo productor o del yacimiento actuará sobre el área de la tubería ejerciendo una fuerza ascenden-te, la cual deberá ser contrarrestada por el peso de la sarta de trabajo de producción para evitar que esta sea expulsada fuera del pozo.

Esta condición puede presentarse al sacar tubería demasiado rápido, provocando un

efecto de sondeo o debido a un llenado ina-propiado, suscitándose el brote cuando hay poca tubería en el pozo.

A esta profundidad, la densidad para su con-trol puede ser muy alta que ningún método que se pretenda aplicar permitirá operar con seguridad dentro de los rangos prácticos de presiones; por lo que se deberá introducir tubería a mayor profundidad, manteniendo la presión en superficie registrada para evi-tar un flujo adicional de la formación.

El procedimiento de control bajo estas cir-cunstancias será el de “deslizar” o “introdu-cir tubería a presión” dentro del pozo con el preventor cerrado.

SNUBBING Y STRIPPING .- Son diferentes conceptos:

1.1 Introducir Tubería a Presión

SNUBBING.- Si la fuerza resultante (ascen-dente) ejercida por la presión del brote que actúa en las superficies de la sarta de tubería es mayor que el peso de la misma, entonces la tubería debe introducirse o sacarse bajo las condiciones de presión que tenga el pozo.

Dicho de otra manera, cuando el peso de la tubería es menor que la fuerza ascendente, se necesita introducir tubería forzándola a pozo cerrado. Se le conoce como Técnica Snubbing.

1.2 Deslizar tubería a presión

STRIPPING.- Si el peso de la sarta de tubería que quedó al momento de cubrir el brote, es mayor que la fuerza ascendente (ya descri-ta), se aplicará la Técnica Stripping, lo que significa aprovechar el peso de la TP y desli-zar a pozo cerrado.

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El objeto de cada una de estas técnicas es introducir la tubería hasta la profundidad programada para controlar el pozo con cir-culación directa y volver a recuperar el con-trol primario.

1.3 Planeación de las Actividades

En cualquier tipo de operación, mayormen-te tratándose de situaciones especiales, cuando se busca seguridad y eficiencia, es necesario planear cuidadosamente todas las actividades que se desarrollarán, en las cua-les deben incorporarse y determinarse los siguientes factores:

1. Estado mecánico del pozo2. Gradiente de fractura3. Presión del yacimiento4. Densidad del lodo5. Altura e intensidad del brote6. Presión máxima permisible en superficie7. Elaboración del programa

Deben considerarse también problemas como son:

a) Migración del gasb) Pérdida de circulaciónc) Fracturas de la formaciónd) Presión interna de la TR

Debe formularse un plan de contingencia para todos los eventos y algunos específicos para tomar las decisiones que en ellos se in-diquen.

El sistema de radiocomunicación entre todo el personal involucrado en la operación es muy importante. A la cabeza debe estar un especialista al comando de todos los eventos que se estén llevando a cabo.

1.4 Condiciones

Para definir qué tipo de operaciones se rea-lizará (Snubbing o Stripping), es necesario calcular la fuerza ascendente y el peso de la sarta, además de otras consideraciones téc-nicas que el personal especializado deberá determinar.

La técnica a usarse estará basada en la pre-sión superficial registrada, la longitud de la tubería y sus diámetros de juntas a ser in-troducida dentro del pozo, manteniendo una presión de fondo constante.

Usando las fórmulas siguientes, se calcula la fuerza ascendente.

FASC = PCTR x A x 6.45FASC = PCTR x D2 x 5.08

Donde:

FASC = Fuerza ascendente (kg)PCTR = Presión de cierre en TR (kg/cm2)

A = Área de la tubería donde está cerrado el preventor (pg2)D = Diámetro de la tubería donde está cerra-do el preventor (pg)6.45 y 5.08 = Constantes para obtener FASC en kg.

Para el funcionamiento y operación de la unidad Snubbing, la Unidad de Negocio de Perforación tiene personal técnico capaz y eficiente para efectuar la actividad. En el ámbito internacional, existen compañías especializadas en estos trabajos. (Otis, Red Adair-Cudd Pressure, Franklin andAbel, etc)

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1.5 Descripción de la RegulaciónHidráulica que Acciona

La Unidad Snubbing

Las fuerzas de inserción y levantamiento de un equipo snubbing hidráulico las produce un sistema de dos o cuatro gatos (cilindros) hi-dráulicos situados simétricamente alrededor de una línea central de la unidad. Los gatos están configurados de tal forma que cuando se aplica una fuerza de inserción, los cilin-dros son presionados por el lado del pistón y, al aplicar una fuerza de levantamiento, los cilindros son presionados por el lado opues-to. Algunas unidades snubbing tienen gatos que pueden operar en el “modo regenera-tivo” (doblar la velocidad de levantamien-to), lo cual significa que el aceite hidráulico arriba del pistón es dirigido al cilindro abajo del pistón, aumentando de esta manera el suministro del paquete de potencia. Hay sis-temas hidráulicos que operan a 211 y 352 kg/cm2 (3,000 y 5,000 lb/pg2) de presión de trabajo.

2. DESLIZANDOTUBERÍA (STRIPPING)

El propósito básico para realizar operaciones de deslizamiento de tubería bajo presión del pozo, es la de bajar el extremo de la sarta a una profundidad que haga más fácil la opera-ción de control del pozo bajo condiciones de utilizar menor densidad en el fluido de con-trol, evitando con ello dañar la formación o las TR´s del pozo. Muchas ventajas se logran ba-jando la sarta hasta la profundidad de origen del brote; por ejemplo, resulta más económi-co el control del pozo, menor contaminación ambiental, menos pérdida de tiempo, etc.

El realizar una operación de deslizamiento de tubería a través del conjunto de preven-tores (preventor anular), quiere decir que la tripulación del pozo es sorprendida por el brote al momento de sacar o meter tubería. Por tal motivo, y principalmente para opera-ciones de perforación, la tripulación deberá estar preparada para realizar esta operación de manera segura, ya que representa desli-zar la tubería obturada en su parte interna a través del preventor anular hasta alcanzar una profundidad de control del pozo.

Esta operación requiere de entrenamien-to y, al realizarse de manera real, se podrá asegurar su capacitación. Datos estadísticos indican que, en la ocurrencia de brotes el 70% sucede viajando, 25% perforando y el 5% cuando no se tiene tubería dentro del pozo.

Podremos realizar el deslizamiento de tu-bería cuando estemos seguros de calcu-lar el cierre del pozo y estar viajando: el valor de la fuerza ascendente (presión del pozo actuando sobre la tubería) deberá ser

1. Gatos hidráulicos2. Canastillas de trabajo3. Cuñas viajeras4. Cuñas estacionarias5. Ventana6. Camara de igualación7. Soporte de llave hidráhulica8. Guía telescópia9. Rotaria10. Contrabalance11. Mástil telescópico12. Guía de la ventana13. Elemento enjuagador14. Línea de ventilación15. Línea de estrangular

Figura 1UNIDAD SNUBBING

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menor que la fuerza actuando hacia abajo; es decir, el peso de la sarta.

Para realizar operaciones de deslizar tubería con presión del pozo se requiere considerar:

• Que el volumen del cuerpo que se está metiendo al pozo (volumen de la tubería obturada internamente) debe ser purgado a la misma velocidad y cantidad equiva-lente al mismo volumen de tubería. Si esto se logra controlar se estará aplicando una presión constante en el fondo del pozo.

• La operación de deslizamiento de tube-ría (stripping) se logra haciendo pasar el cuerpo de la tubería y las juntas a través del preventor anular de manera de reali-zar un buen sello con el elemento hule de dicho preventor. Por ser el tubo de perfo-ración de forma irregular en sus extremos (otras dimensiones) se ajusta la presión de operación del preventor anular a que selle frente al cuerpo de la tubería, permitien-do una leve fuga; alcanzado este valor, se le agregan 3.5 kg/cm2 y obteniéndose una mayor vida del elemento de hule del pre-ventor y el paso de las juntas para no es-tar haciendo adecuaciones de regulación de presión. Se recomienda agregar un lu-bricante arriba del preventor como aceite o grasa, para proteger el cuerpo del tubo al momento de pasar por el elemento del preventor anular. Mantener una presión en 7.5 kg/cm2 arriba de la registrada en la TR, purgando los volúmenes a través del múltiple de estrangulación.

• Si se presenta un brote de gas, es impor-tante considerar su migración, expansión y control con el manejo del estrangulador.

• Deslizar la tubería a régimen continuo y uniforme.

• Si las juntas tienen bastante resalto (diá-

metros mucho mayores que la tubería), se tendrá que realizar ajuste de presio-nes al paso de las juntas.

• Llenar la TP cada 3 lingadas con el lodo de control.

• Como ejemplo, si se está deslizando tu-bería de 4 ½ pg de perforación de 20 lb/pie, cuyo desplazamiento es de 10.26 lt/m (sin estimar juntas), quiere decir que al bajar una lingada de 28 m, se acu-mularán 288 lt en el tanque de viajes y corresponderán también a mantener la presión de control en la TR.

2.1 Cálculos Relativos a Volúmenes yPresiones Purgados para unValor Dado de Lingadas a

Bajar Dentro del Pozo

1. Calcule la máxima presión permisible en espacio anular para evitar el fractura-miento.

2. Calcule la máxima presión permisible en E.A. (cuando se suspenda la introducción de la TP) y circule una porción de la bur-buja fuera del pozo.

3. Calcule el volumen de desplazamiento por cada lingada de tubería deslizada dentro del pozo Vol. despl/ling = Cap. TP + Despl. TP x Long. prom. ling = It/m

4. Construya una tabla o grafique la canti-dad de lingadas introducidas, contra la presión de cierre en la tubería de reves-timiento.

5. Ajuste la presión de cierre del preventor anular para deslizar tubería de perfora-ción. Consulte las tablas o gráficas del manual para la presión de cierre apro-piada, según la marca del preventor.

6. Si se mantiene el estrangulador cerrado y se desliza lentamente la primera linga-da dentro del pozo, la presión de cierre en la TR se incrementa por el volumen de

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acero introducido.7. Permita un factor de seguridad de 7 kg/

cm2. Purgue lodo del pozo hasta que la PCTR quede al valor establecido.

8. Mantenga el estrangulador cerrado. In-troduzca lentamente (deslizando) otra lingada.

9. Purgue un volumen igual a los bl/ling calculados por cada lingada introducida al pozo.

10. Introduzca la tubería hasta que alcance la máxima presión permisible para evi-tar el fracturamiento o que la barrena llegue al fondo.

11. Use el procedimiento para circular el brote con densidad original, hasta des-alojar el fluido invasor del pozo.

Desplazamiento de tubería (stripping) con y sin control volumétrico.

Al deslizar la tubería a través del preventor anular significa agregar volumen al pozo. Por tal motivo, habría que purgar un volu-men equivalente al volumen del cuerpo que se está introduciendo.

Esto significa que volumétricamente la presión a controlar en el espacio anular se mantendrá, siempre y cuando se purgue el volumen con la rapidez con que se está in-troduciendo la tubería, para no incrementaro disminuir la presión en la TR.

Otro método de control para deslizar tube-ría bajo condiciones de presión del pozo, es el de controlar solamente la presión en TR purgando los volúmenes necesarios a través del estrangulador, a fin de mantener cons-tante la presión.

3. FUERZA ASCENDENTE ENFUNCIÓN DE LA PRESIÓN DEL POZO

De vital importancia para el cierre de un pozo, es que usted conozca la cantidad de tubería que tenga en su interior, el fluido de control utilizado y la presión que llegará a al-canzar durante algún movimiento de tubería.

Si dentro del pozo no se tiene la suficiente cantidad de tubería que proporcione el peso necesario para evitar que esta sea expulsada deberá extremar los cuidados para que esto no suceda, asegurando la sarta de trabajo por me-dios mecánicos tales como encadenar la sarta de trabajo a las viguetas de la mesa rotaria.

Uno de los procedimientos inmediatos al brote es sujetarla con el preventor, ponien-do el siguiente cople o junta de tubería en contacto con los arietes. Para cuando usted maneje este criterio, se presenta el siguien-te ejemplo.

Empacador

Fluido de Control

1.10 gr/cm3

pulg

kg/cm2

Figura 2Estado mecánico

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EJEMPLO 1

El brote ocurrió al estar sacando el aparejo de producción a 400m, aplicando el proce-dimiento de cierre, colocando la válvula de seguridad en la TP y cerrándose posterior-mente. Manifestando, el intervalo dispara-do, la presión que indica el estado mecánico del pozo (100 kg/cm2) ejercida a la altura del empacador.

Calcular lo siguiente:

1. El peso de la sarta en el aire (Pta) y su-mergida dentro del fluido (Pts).2. La fuerza de expulsión (F) de acuerdo a su presión

SOLUCIONES

1. Para calcular el peso de la tubería en el aire, se utiliza el factor 1.49 para convertir lb/pie a kg/m y el resultado multiplicarlo por 400 m, que es la profundidad (L), a la cual se tiene el extremo del empacador.

Pta = (Ptp x 1.49)x L

Donde:

Pta = Peso de la tubería en el aire (kg)Ptp = Peso unitario de la tubería en el aire(lb/pie)1.49 = Constante de conversiónL = Profundidad (m)

Sustituyendo obtendremos

Pta = (9.3 x 1.49) x 400

Recuerde que la fórmula para calcular el peso de una tubería sumergida en un fluido es:

Pts = Pta x ( I )

Donde:

Pts = Peso de la tubería sumergida (kg)Dlc= Densidad del lodo de control (gr/cm3)Da= Densidad del acero (gr/cm3)1 = Constante

Sustituyendo valores tendremos:

Obteniendo el peso de la tubería dentro del pozo, procederemos a calcular el valor de la fuerza o empuje de la formación; para lo cual se empleará la formula:

DlcDa

Fuerza originada porel peso de la sarta,obturada y flotada

Fuerza friccional,debida al elementosello

Fuerza aplicada porla presión de formaciónsobre la tubería y la junta

Figura 3Stripping -Fuerzas actuando sobre

la sarta

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F = P x ADonde:F = Fuerza en kgP = Presión en kg/cm2

A = 0.7854 x DTP2 x 6.452 = Área en cm2

Factor= 6.452D1 = Diámetro exterior de TP en pg

Sustituyendo valores tendremos:

F= 100 (0.7854 x 6.452(3.52))=100 x 62.07

De los cálculos obtenidos se observará que el peso de la sarta de tubería dentro del pozo es de 4,761 kg y la fuerza que ejerce la formación a la altura donde se encuentra el empacador es de 6,207 kg.

La resultante es que la tubería será expul-sada si ésta no es anclada correctamente. Recuerde que si usted maneja gas, deberá tener en cuenta dos aspectos importantes:

A. La rotura de la TR o las conexiones su-perficiales descritas anteriormente.

B. El valor de la presión de fractura de la formación.

Con los conceptos anteriores, estará en con-diciones de efectuar el cierre de un pozo, determinar inmediatamente la densidad re-ducida del fluido de control; la altura que cu-brió el fluido invasor; la densidad del fluido invasor. Y dependiendo el estado mecánico del pozo, calcular la fuerza de empuje de la formación y su presión de fractura (ruptura) por medio de las tres formas descritas; así como los materiales químicos para agregar y operar el control superficial de acuerdo a las presiones esperadas.

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ÍNDICE

1. Características del Gas 101____________________________________

2. Tipos de Gas 101____________________________________

3. Densidad del Gas 102____________________________________

4. Migración del Gas 102____________________________________

5. Migración de Gas sin Expansión 102____________________________________

6. Comportamiento y Solubilidad del Gas 106____________________________________

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1. CARACTERÍSTICAS DEL GAS

Un brote es sencillamente el desplazamien-to de un fluido hacia el exterior del agujero en la superficie, causado por una entrada no deseada de fluidos de la formación al pozo.

Si un brote no se le identifica como tal y se le permite aumentar, descargará flujo hacia algún lugar y si descarga fluido de una zona a otra formación se estará produciendo un descontrol subterráneo.

Conforme avance en el estudio de cada ca-pítulo, deberá comprenderse el comporta-miento y los efectos de los brotes y aplicar los conocimientos con el fin de evitar que se conviertan en descontroles.

Los brotes de gas y líquidos (aceite y agua salada) se comportan de una manera dife-rente a la salida del pozo. Bajo determina-das circunstancias, deberá permitirse la ex-pansión de los brotes con gas a medida que asciendan, de tal forma que la expansión se controle desde la superficie.

El gas migra y refleja su presión en super-ficie. Por lo tanto, deberán controlarse las presiones al cierre del pozo, y cuando éste se haya cerrado, se utilizarán procedimientos de descarga (purga), para permitir la expan-sión del gas, al menos hasta que sea toma-da la decisión de cómo controlar el pozo. En caso de NO poder cerrarlo completamente, debido a tener su máxima presión permisible muy reducida, se aplicará uno de los méto-dos descritos en este manual.

2. TIPOS DE GAS

Es de mucha utilidad conocer si el fluido in-vasor es gas o líquido (aceite o agua salada). Esto puede obtenerse calculando su densidad.

Para determinar el tipo de fluido que entró en el pozo, deberá medirse con precisión el aumento de volumen en las presas y regis-trarse la cantidad en metros cúbicos o barri-les (m3 o bl).

Si usted comprende la diferencia entre bro-tes de gas y de líquidos, le permitirá resolver de diferentes maneras los problemas que se le presenten. Habiendo calculado la densi-dad del fluido invasor, conocerá qué tipo de fluido entró al pozo. A pesar de presentarse brotes de aceite y de agua salada, en los dos casos puede haber presencia de gas, por lo que todos los brotes deberán considerarse gaseosos, mientras los hechos no demues-tren lo contrario.

Los brotes de líquidos, ya sean de agua sala-da o aceite, no se comprimen ni se expanden, por lo que al circularlos al exterior del pozo, la presión en la TR no aumentará. Al compa-rarse con los gaseosos, podrá entenderse que los líquidos no migran, y si no hay migración, las presiones no aumentan, como en un brote de gas.

El agua salada y el aceite son fluidos incom-presibles. Durante su control no se presenta una expansión apreciable a medida que se reduce la presión ejercida sobre ellos. Por esta propiedad, la velocidad de bombeo y el flujo de retorno serán esencialmente iguales a medida que se circule el brote a la superfi-cie y sean desalojados del pozo.

Con métodos de control de presión de fon-do constante, la presión en el espacio anular sólo cambiará si hay variaciones en el estado mecánico del pozo. Podrá variar la presión en la TR debido a los ajustes del estrangu-lador conforme el lodo de control reempla-ce el lodo original y al fluido invasor. Estos cambios no serán tan pronunciados como los brotes de gas.

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Los brotes de agua salada traen incorporado algo de gas disuelto y causarán que las pre-siones en la superficie sigan el mismo patrón, pero a menor medida que los brotes gaseo-sos. Por lo tanto, todo brote deberá tratarse como una invasión gaseosa.

3. DENSIDAD DEL GAS

Cuando se determina por cálculo la densidad del fluido invasor y el resultado es de 0.2 a 0.6 gr/cm3, el fluido que penetró es gas. Si el resultado de la operación está entre 0.6–0.87, el brote es considerado como de aceite y si está entre 0.87–1.15 gr/cm3, el fluido in-vasor es mezcla de agua-aceite.

Un brote de gas es el más peligroso debido al exceso de presión que deben soportar la TR y la formación expuesta. Debe considerarse la migración del gas a través del fluido de con-trol del pozo y, por lo tanto, se debe aplicar un método de control que permita expulsar al gas del pozo, controlando su presión.

4. MIGRACIÓN DEL GAS

Al intervenir un pozo en zona gasífera, siem-pre se recomienda vigilar el comportamiento de las presiones de cierre del pozo, ya que su tendencia será la de aumentar a medida que el gas asciende. La migración del gas, si se permite a pozo cerrado, puede aumentar a tal grado que llegará a romper la forma-ción (zapata) o tubería de revestimiento, ge-nerando un daño a la formación o reventón subterráneo.

Lo recomendable en esta situación será la de evacuar el brote de gas aplicando algún método que no permita mantener la presión constante en él fondo del pozo, para evitar otra entrada de gas, y posteriormente con-trolarlo con densidad de control.

Dato de migración de gas=1000pies/ hora=304 m/hora

5. MIGRACIÓN DE GAS SIN EXPANSIÓN

Si tenemos un pozo y se detecta la entrada de un fluido invasor y efectuando el procedi-miento de cierre cuantificamos el volumen; y si circulamos la burbuja hacia la superficie manteniendo constante el volumen en las presas, no permitiendo la expansión de la burbuja hacia la superficie, manteniendo su volumen original, la presión sería la misma a condiciones de fondo, en cualquier punto de su trayectoria a la superficie. Si esta presión le sumamos la presión hidrostática de la co-lumna de lodo que va quedando debajo de la burbuja, la presión de fondo se estará incre-mentando a medida que la burbuja asciende.

EJEMPLO:Teniendo un pozo de 3,048 m (10,000 pies), densidad de lodo de 1.20 gr/cm3 (10 lb/gal), y un volumen de fluido invasor de 159 lt (1 bl) en el fondo, calcularíamos que la burbuja en el momento que entra al pozo tiene la presión de fondo 365.76 kg/cm2. A medida que la burbuja asciende y mientras no se ex-panda conservará la misma presión, quedan-do debajo de ella una columna hidrostática de lodo. Si la burbuja ya migró a la mitad de la trayectoria, como por ejemplo 1,524 m, tendríamos la presión de la burbuja de 365.76 kg/cm2 más la presión hidrostática en ese punto que equivale a 182.88 kg/cm2. Nos daría como resultado la presión de fondo de 548.64 kg/cm2.

Cuando la burbuja recorra nuevamen-te la mitad de su recorrido 762 m, la co-lumna hidrostática debajo de la burbu-ja hacia el fondo sería de 274.32 kg/cm2 más la presión de la burbuja de

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365.76 kg/cm2, nos daría como resultado de 640 kg/cm2. Y cuando la burbuja llegue a su-perficie la presión de fondo sería de 731.5 kg/cm2.

Considerando un volumen inicial de fluido in-vasor de 159 lt (1 bl), profundidad del pozo de 3,048 m (10,000 pies) y densidad de lodo de 1.20 gr/cm3 (10 lb/gal), tendríamos una presión inicial de la burbuja de 365.76 kg/cm2 en el momento de que entra la burbuja en el pozo.

Aplicando la ecuación de la Ley de Boyle: P1 x V1 = P2 x V2

Calcular la expansión del gas a las siguientes profundidades:

• 2286 m• 1524 m• 718 m• Superficie 0 m

SOLUCIONES:

Si tenemos como presión de formación(P1) = 365.68 kg/cm2

y un volumen original(V1) = 159 lt,

Sustituyendo estos valores se obtendrá:

Expansión a 2,286 mP2 = (2,286 m x 1.20 gr/cm3) / 10= 271.32 kg/cm2

Despejando V2=?V2 = (P1 x V1) / P2= (365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 274.32 kg/cm2

= 212 lt

Expansión del gas a 2,286 m = 212 lt

Expansión a 1,524 mP2=(1,524 m x 1.20 gr/cm3) / 10= 182.88 kg/cm2

Despejando V2 = ?V2=(P1 x V1) / P2=(365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 182.88 kg/cm2

= 318 lt

Expansión del gas a 1524 m = 318 lt

Expansión a 762 mP2 = (762 m x 1.20 gr/cm3) / 10= 91.44 kg/cm2.

Despejando V2 = ?V2=(P1 x V2) / P2= (365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 91.44 kg/cm2

= 636 lt.

Expansión del gas a 762 m = 636 lt

Expansión en superficie

La expansión en superficie sería conside-rando la presión atmosférica, que es igual a 1.033 kg/cm2, como P2.

Despejando V2 =V2 = (P1 x V1) / P2= (365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 1.033 kg/cm2

= 56,298 lt

Expansión del gas en superficie = 56,298 lt

El último volumen calculado, dependien-do de la geometría del pozo podría ser la capacidad del mismo, lo que nos in-dica que a falta de un volumen suficien-te para formar una columna hidrostática

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Presión de Superficie

762

1524m

2286m

3048m

Presión de Fondo

Ganancia en Presas

1 bl

1 bl

1 bl

0 m3 0 m3 0 m3 0 m3 0 m3

91.4 182.88 274.32 365.76

731.52639.90548.64475.10365.76

Figura 1Migración de gas sin expansión


que contrarreste la presión de formación, permitirá la entrada de más fluido invasor al pozo.

El resultado de la migración del gas (sin ex-pansión) provocará seguramente el fractura-miento de la formación expuesta o daño en las conexiones superficiales por presión excesiva.

5.1 Migración de gas conExpansión Descontrolada

El permitir la expansión sin control es circu-larlo sin mantener una contrapresión al fon-do o zona aportadora del fluido invasor.

En la relación entre presión y volumen, el científico británico Robert Boyle difundió los resultados conocidos como “LEY DE BOYLE”; y consideró que a temperatura constante,

el volumen varía inversamente proporcional a la presión que se somete. Por ejemplo, si una burbuja de gas se somete al doble de su presión original, el volumen se reducirá a la mitad y si se libera la presión a la mitad de la original, el volumen aumentará al doble.

Considerando la P1 (Presión de formación) y V1 (Volumen original ganado en presas), al determinar la P2 sería a la profundidad don-de deseamos conocer el nuevo volumen de la burbuja V2.

5.2 Migración de Gas conExpansión Controlada

Este es el procedimiento correcto que se debe seguir en un control del pozo. Cuan-do se circula un brote de gas al exterior del pozo con expansión controlada, debe

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Presión de Superficie

762

1524m

2286m

3048m

Presión de Fondo

Ganancia en Presas

27 bl

2 bl

4 bl

0 lt 47.7 lt 159 lt 477 lt 4293 lt

7 14 28 185

365.76365.76365.76365.76365.76

Figura 2Migración del gas con expansión controlada


permitirse que se expanda de manera que mantenga una presión de fondo del pozo igual o un poco mayor de la presión de for-mación. Debe permitirse el aumento de vo-lumen en las presas de lodo, aplicando algu-nos de los métodos normales para controlar un pozo (del perforador, densificar y esperar, concurrente, etc).

Para cumplir esto, el operador del estrangu-lador mantiene una “contrapresión suficien-te”, para que se expanda el gas de tal ma-nera que la contrapresión más la presión del brote, más la presión hidrostática de todos los fluidos que hay en el pozo, igualen a la presión de formación.

Los procedimientos citados en otro capítulo para controlar un pozo permiten la expan-sión controlada del gas, mientras es circu-

lado el brote para expulsarlo a la superficie.

Constantemente se deben vigilar las presio-nes de cierre; éstas pueden aumentar a me-dida que el gas asciende a través del fluido del pozo, al encontrarse cerrado. Las presio-nes de la TP y TR deben mantenerse dentro los parámetros establecidos, mediante el sangrado (purga) de pequeñas cantidades de fluidos, por medio del estrangulador. Esto permite una expansión controlada.

Hay que tener en cuenta que, si se desea mantener constante la presión en la TR, de-berá purgarse un cierto volumen de fluido del pozo; este volumen será medido cuida-dosamente, dado que este fluido estaba con-tribuyendo a la presión hidrostática, debien-do permitirse un incremento a la presión en la TR para compensar esta pérdida.

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6. COMPORTAMIENTO YSOLUBILIDAD DEL GAS

Resulta bastante complejo tratar el compor-tamiento y la solubilidad de diferentes ga-ses en fluidos. Para comprender los aspectos específicos de la solubilidad y el comporta-miento de un brote de gas, se necesita to-mar en cuenta varios factores, tales como el tipo de fluidos, temperatura, el PH, tipos de gases y presiones encontradas, así como el tiempo durante el cual un volumen de fluido queda expuesto a un volumen de gas.

Sin embargo, si el análisis se limita a tipos generales de fluidos (base agua, base aceite, incluso aceite sintético) y un gas en común (H2S, CO2, metano), se pueden establecer parámetros generales.

1. Si se ejerce suficiente presión, se puede comprimir el gas hasta licuarlo. Si ocu-rre un brote de gas líquido, el fluido del brote migrará muy lentamente, si es que lo hace no se expandirá en forma apre-ciable hasta que se le circule a un punto en que el gas deje de ser líquido.

2. Una vez que se libera de la fase líquida, pasando a fase gaseosa, la burbuja de gas se expandirá rápidamente hasta al-canzar el volumen que corresponda.

3. En general, tanto en fluidos base agua, como los de base aceite, la solubilidad aumenta si la presión se mantiene cons-tante y se incrementa la temperatura y más aún si la temperatura se mantiene constante y se incrementa la presión.

4. La alcalinidad afecta la solubilidad en los fluidos de base agua. Los gases corro-sivos (sulfuro de hidrógeno y bióxido de carbono) son más solubles en fluidos de mayor PH.

5. El Metano y el H2S son mucho más solubles en soluciones de base aceite que en fluidos.

6. Los cambios en las condiciones (presión),

pueden hacer que el gas se desprenda de la solución repentinamente, lo cual re-sultará en una expansión inesperada que puede provocar la expulsión del fluido desde ese punto hacia arriba.

6.1 Migración del Gas

Consideraciones:• Se expande rápidamente cuando la burbu-

ja está cerca de la superficie, causando un incremento en el volumen de las presas.

• Causa posibles problemas de congela-miento por la rápida expansión del gas después del paso por el estrangulador.

• Requiere del uso de un separador gas-lodo y líneas al quemador para remover al gas del sistema.

• Tiene gran potencial de riesgo por fuego.• Causan incrementos de presión de cierre

en TR para los mismos brotes de aceite o agua.

• Causan asentamiento de barita por sa-carla de un sistema de lodo base aceite.

• Se disuelve en la fase aceite de un sis-tema de lodo base aceite, causando pe-queños incrementos en presas e incre-mentos de flujo.

6.2 Comportamiento del Gas

• Su expresión es: Presión = Fuerza / Área.• Su manifestación es en todas direcciones. • Porque la burbuja de gas se manifiesta

en todas direcciones es la razón por la que incrementa la presión en el fondo del agujero y presión en la superficie.

• Tiene capacidad de migrar por su relati-va baja densidad (0.24 gr/cm3) hacia la superficie.

• La relación entre presión y volumen a relativa misma temperatura es:

P1 V1 = P2 V2

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• Cuando el brote de gas entra al pozo, su volumen es igual al recibido como incre-mento en las presas.

Presión de Formación = Pres. Hidrost. TP + Presión den. TP

Presión de Formación = Pres. Hidrost. TR + Presión den. TR

• Si no se permite la expansión de la bur-buja de gas, migrará con la misma pre-sión con la que entró al pozo.

Al migrar incrementará el mismo valor de presión en TP y TR (manómetros) en geome-trías iguales.

La variación de presión es igual al espacio re-corrido de ascenso de columna hidrostática.

Incremento de presión =

Dens. Lodo, gr/cm3

ASC, m. por lo tanto

Ascenso =

• Esta ecuación es muy útil en el campo, puesto que indica en qué lugar del es-pacio anular estará la burbuja, y, más importante, cuándo cerrarlo para evitar fractura.

• Generalmente estas presiones en super-ficies no pueden ser toleradas porque se transmiten dentro del pozo y causan se-rios problemas.

• Esta presión se controla mediante la purga de reducidos volúmenes de lodo (arriba de la burbuja), a fin de decrecer la presión sobre la burbuja, permitién-

dole su expansión, resultando por lo tan-to un decremento de su presión interna. Al bajar su presión interna se reduce la presión en la superficie y en el fondo.

• Purgar a un límite que nos permita usar un factor de seguridad (50 PSI). Nue-va presión de la burbuja (después de la expansión) = PF - Inc. de presión en superficie.

P1 = Presión de formación, kg/cm2

V1 = Vol. de brote (gas), m3

P2 = Presión de la burbuja (expandida), kg/cm2

V2 = Nuevo, volumen de la burbuja/expan-dida), m3

Volumen a purgar = V2 – V1

Vol. de lodo a purga= [(PF x Vol. Ganado)/(PF – Incr. de presión en sup.)]– Vol. Ganado

Velocidad de ascenso =

Dens. de fluido invasor=

Do – Densidad original del lodo, gr/cm3

PCTR – Presión de cierre en TR, kg/cm2

PCTP – Presión de cierre en TP, kg/cm2

Lb – Longitud del brote (altura), m

Densidad del lodo x ASC10

Ascenso (m)Tiempo (min)

Do - 10(PCTR-PCTP)Lb

Incremento de presión x 10Densidad de lodo

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6.3 Medición de la Temperatura

Conversión de grados Fahrenheit a gradosCentígrados:

Conversión de grados Centígrados a gradosFahrenheit:

Conversión de grados Centígrados a gradosKelvin:

ºK = ºC + 273

Conversión de grados Fahrenheit a gradosRankine: ºR = ºF + 460

ºC =

ºF =

(ºF-32)

ºC+32

59

95

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ÍNDICE

1. Clasificación de los Fluidos de Perforación 111____________________________________

2. Descripción de los Fluidos de Perforación 113____________________________________

3. Funciones de los Aditivos 114____________________________________

4. Propiedades Físico-Químicas de los Fluidos 116____________________________________

5. Técnicas para Determinar la Densidad del Fluido 117____________________________________

6. Propiedades del Lodo por Incremento en la Densidad y Dilución 118____________________________________

7. Condiciones de Seguridad en los Fluidos de Perforación 119____________________________________

8. Función Primarias del Fluido de Terminación de Pozos 119____________________________________

9. Características de los Fluidos de Terminación y de Reparación de los Pozos 125____________________________________

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1. CLASIFICACIÓN DE LOSFLUIDOS DE PERFORACIÓN

En cada etapa de la perforación del pozo, la selección del fluido que se utilizará tiene como antecedente el pronóstico de las con-diciones que se encontraron antes, así como durante la perforación de las formaciones que serán atravesadas; las zonas previstas con geopresiones; los problemas de estabi-lidad de las paredes del agujero; los costos que serán erogados por este concepto y los cuidados al ambiente. Todos ellos intervie-nen en la toma de decisión y en el proceso de selección.

A continuación se describe su clasificación general, sin que se pretenda alterar la im-portancia de cada uno en función de cuánto y en dónde vaya a ser utilizada.

1.1 Fluidos Base Agua

• El agua dulce.• Las soluciones: Son compuestos de pro-

ductos químicos que no se separan del agua, aunque ésta quedara estática por un tiempo prolongado. Entre ellas se encuentran las SALMUERAS, que pue-den ser de cloruro de sodio, cloruro de calcio, cloruro de potasio y otras. Estas soluciones salinas se mezclan con facili-dad, algunas su costo es relativamente bajo, no existe el peligro de incendio o explosión. Sin embargo, en algunos luga-res pueden constituir un riesgo para el entorno ecológico.

• Las emulsiones: Son fluidos cuya fase continua es el agua y la discontinua o emulsificante es el aceite.

• Los lodos: Formados por una suspensión de sólidos, como son las arcillas, la bari-ta y los recortes de la formación en cual-

quiera de los líquidos anteriores. En oca-siones se les agregan ciertas sustancias químicas según se requiera para mejorar o modificar las propiedades generales.

1.2 Fluidos Base Aceite

El aceite es su componente principal y como máximo debe contener menos de un 10% de agua emulsionada en una composición general.

Este fluido podrá ser aceite mineral o die-sel. El uso no provoca daños a los intervalos abiertos, pero está limitado su empleo para pozos de baja presión. Deberán tenerse los equipos adecuados para extinguir fuegos y en lugares de fácil acceso.

1.2.1 Emulsión Inversa

En estos fluidos el aceite es la fase conti-nua y el agua dulce o salada es la fase dis-continua. En su composición, el contenido de agua es mayor al 10% y su estabilidad dependerá de uno o más de los siguientes componentes: agentes de suspensión, agen-tes humectantes y emulsificantes, agentes de control de filtración, reductores de vis-cosidad, cantidad y tipo de material sólido para aumentar su densidad.

1.2.2 Emulsión Directa

En este caso, el agua constituye la fase dis-persa (continua) y el aceite forma la fase discontinua. Cuando éstos son analizados, los filtrados son bajos y siempre será aceite.Al agregarle determinados agentes de sus-pensión, permiten elevadas viscosidades y poder de suspensión, para lo cual deberán atendérseles constantemente en su trata-miento, evitando durante su preparación que no se excedan materiales sólidos que provoquen taponamiento en la formación.

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1.3 Fluidos Sintéticos con Polímeros

1. Estos lodos incorporan químicos gene-ralmente de cadena larga de alto peso molecular, son efectivos en el trata-miento del lodo, incrementando viscosi-dad, reduciendo pérdidas de filtrado y estabilizando la formación. Varios tipos de polímeros están disponibles para este propósito, incluyendo bentonitas exten-didas, las cuales tienen una alta solubi-lidad al ácido, mayor que las bentonitas y, por lo tanto, reducen la cantidad de arcilla necesaria para mantener viscosi-dad. Biopolímeros y polímeros de enlace cruzado son normalmente usados y se obtienen buenas propiedades de corte a concentraciones bajas de productos.

2. Son fluidos preparados con polímeros or-

gánicos de fase continua, como los es-teres, los éteres, las poliaolefinas, los glicoles. Estos fluidos se diseñaron como una alternativa para mejorar los lodos de aceites y aceite mineral, con la fi-nalidad de superar el impacto negativo en el entorno ecológico de los fluidos tradicionales de emulsión inversa. En su preparación contienen los mismos com-ponentes que los de base aceite, adicio-nándoles otros productos químicos para mantener sus características y propieda-des requeridas.

1.4 Gases

Gases secos: Estos fluidos lo componen el aire, el gas natural; como son el bióxido de carbono (CO2); el metanol (CH4); el nitrógeno (N2).

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• Las nieblas: Su composición se forma de pequeñas gotas de agua o lodo arrastra-das en una corriente de aire.

• Las espumas: Son una composición de burbujas de aire arrastradas y rodeadas por una película de agua que contiene un agente estabilizador superficial (sur-factante) para la espuma.

• Las espumas estables: En su mayoría son espumas formadas por materiales que fortalecen la película, como son los polí-meros orgánicos y la bentonita.

• Sin duda, el gas natural obtenido de las mismas zonas productoras puede utili-zarse para perforar áreas depresionadas o expuestas a pérdida de circulación. En este caso, el pozo queda controlado sólo por la contrapresión de superficie. Sin embargo, su manejo es extremada-mente peligroso e inflamable, además de requerirse unidades de alto volumen y alta presión. No es recomendable su aplicación si no se tienen las condiciones de seguridad que establecen los regla-mentos.

• Para las etapas de terminación del pozo, durante la estimulación y prueba de los intervalos perforados, el uso del gas ni-trógeno es el que se utiliza. Siendo un gas inerte, posee varias cualidades que lo hacen confiable. Químicamente no dañará la formación, los materiales me-tálicos y elastómeros que forman parte del aparejo de producción. Además per-mitirá hacer un “barrido” en el tramo perforado al someterlo a prueba de pro-ducción.

2. DESCRIPCIÓN DE LOS FLUIDOSDE PERFORACIÓN

2.1 Fluidos Base Agua

2.1.1 Espumas

Se utilizan en la perforación de pozos en formaciones depresionadas y profundidades hasta de 3,000 m., obteniéndose densidades desde 0.1 – 0.96 gr/cm³. También emplea-das en combinación con equipos de tubería flexible para desarenar o limpiar intervalos productores del pozo.

2.2 Salmueras Sódicas, Cálcicas,con Polímeros y Densificantes

Con salmueras sodicas se obtienen densida-des desde 1.0 – 1.19 gr/cm³. Como ventaja tiene la de no dañar la formación por estar libres de sólidos.

2.2.1 Salmueras Cálcicas

Estos fluidos proporcionan densidades hasta1.39 gr/cm³, con características de no dañar la formación por carecer de sólidos.

2.2.2 Salmueras con Polímeros y Densificantes

Con estas salmueras se pueden obtener densidades hasta de 1.70 gr/cm³, teniendo capacidad de arrastre por el contenido de polímeros. Como desventajas, tienen carac-terísticas de ser corrosivas y se degradan con temperaturas mayores de 100 °C.

2.2.3 Fluidos Bentoniticos

Este tipo de fluidos tiene como característica princi-pal alto poder de arrastre y suspensión a bajo costo,

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de fácil preparación y buen control del filtrado.Se alcanzan densidades hasta de 1.08 gr/cm³, al perforar cemento se floculan fácil-mente, y a temperaturas de 180°C, se des-hidrata aumentando su viscosidad.

2.3.4 Fluidos Lignosulfonatos Emulsionados

Estos fluidos al densificarlos con barita, al-canzan densidades hasta 2.24 gr/cm³.

2.3.5 Fluidos Tratados con Calcio

Cationes bivalentes, tales como el calcio y magnesio, cuando se adicionan al lodo inhi-ben el hinchamiento de las arcillas o lutitas, y así son usados lodos con altos niveles de calcio soluble para controlar el desprendi-miento de lutitas que amplían el agujero. Estos cationes mantienen el agujero estabi-lizado y previenen el daño a la formación. Caliza hidratada, yeso y cloruro de calcio son los principales ingredientes de los sistemas cálcicos.

2.3.6 Agua Dulce

Se utilizará como fluido de control en zo-nas de baja presión con fines de abandono. Por carecer de propiedades reológicas, no se recomienda como fluido de acarreo. Se deben utilizar bactericidas para eliminar la corrosión bacteriana anaerobia.

2.3 Fluidos Base Aceite

2.3.1 Emulsión Inversa

Representan fluidos en los que la fase con-tinua es el aceite y la fase dispersa es el agua. Tienen la ventaja de permitir como filtrado el aceite que no daña la formación,

pero su degradación obligará a extremos cuidados en su mantenimiento.

Una emulsión inversa requiere materiales emulsificantes. Por sus rangos en densida-des, se emplean tanto en pozos depresiona-dos como aquellos pozos que manejan altas presiones. Aplicable como fluido de perfora-ción y para limpieza de pozos.

2.3.2 Fluidos de Baja Densidad

Su característica principal se debe a la mez-cla de fluidos como diesel y agua en forma emulsionada. Permite densidades de 0.86 – 0.92 gr/cm³, con viscosidades de 70 – 600 segundos y establece excelente bombeo.

3. FUNCIONES DE LOS ADITIVOS

La clasificación de las funciones de cada aditivo son aquellas que han sido aceptadas por el Subcomité de la Asociación Interna-cional de Contratistas de Perforación (IADC) relacionados a los Fluidos de Perforación. Algunos aditivos tienen múltiples usos, cu-yas funciones son listadas en una primera y segunda categorías.

3.1 Aditivos para Control de PH,Alcalinidad

Productos diseñados para controlar el grado de acidez o alcalinidad de un fluido; puede incluir cal, sosa cáustica y bicarbonato de sodio.

3.2 Bactericidas

Productos usados para reducir la cantidad de bacterias; sosa cáustica, cal, preservati-vos son comúnmente usados.

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3.3 Removedores de Calcio

La sosa cáustica, ceniza, bicarbonato de sodio y ciertos polifosfatos mejoran la mayoría de los químicos diseñados para prevenir y vencer los efectos contaminantes de la anhidrita, yeso o ambas formas de sulfato de calcio.

3.4 Inhibidores de Corrosión

La cal hidratada y sales de aminas son frecuen-temente adicionadas a los sistemas para mini-mizar la corrosión. Un buen fluido conteniendo un adecuado porcentaje de coloides, y ciertos lodos emulsionados, así como lodos de aceite proporcionan excelentes propiedades de inhibir la corrosión.

3.5 Desespumantes (Antiespumantes)

Son productos diseñados para reducir la acción espumante particularmente en lodos salados y salmueras saturadas.

3.6 Emulsificantes

Son productos para crear una mezcla hetero-génea de dos líquidos. Estos incluyen lignosul-fonatos, emulsionados, ciertos agentes activos de superficie cargados de manera aniónica o no iónica (cargados negativamente o sin carga).

3.7 Reductores de Filtrado

El filtrado o reductores de pérdida, tales como la bentonita, carboximetyl celulosa de sodio (CMC) y almidones pregelatinizados, sirven para cortar la pérdida de filtrado, que es una medi-ción de la tendencia de la fase líquida del fluido de perforación de filtrarse a la formación.

3.8 Floculantes

Estos son usados algunas veces para incremen-tar el esfuerzo del gel; salmueras, cal hidrata-da, yeso y tetrafosfatos de sodio pueden ser usados para causar partículas coloidales en sus-pensión, para agrupar dentro de racimos, cau-sando sólidos libres de asentamiento

3.9 Agentes Espumantes

Estos son químicos usados con frecuencia y actúan como surfactantes (agentes activos de superficie) para generar espuma en presencia de agua. Estos agentes espumantes permiten al aire o gas incorporarse al fluido.

3.10 Materiales para Pérdidas

La primera función de los aditivos de pérdida de circulación es para obturar la zona de pér-dida en la formación frente a la cara expuesta del agujero, a fin de que las subsecuentes ope-raciones no provoquen pérdida de fluidos de perforación.

3.11 Agentes Lubricantes

Se elaboran para presiones extremas y son di-señados para reducir el torque e incrementar la potencia sobre la barrena por la reducción del coeficiente de fricción. Ciertos aceites, polvo de grato y jabones son usados para este propósito.

3.12 Agentes Liberadores de Tubería

Consisten principalmente en detergentes, ja-bones, aceites, surfactantes y otros químicos; estos agentes intentan ser expuestos en un área con tendencia de pegaduras de tubería para re-ducir fricción, incrementando la lubricidad e inhibiendo el hinchamiento de la formación.

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3.13 Control de Inhibidores de Lutitas

El yeso, silicato de sodio, lignosulfonatos de calcio, tales como la cal y la sal, son usados para el control de hidratación o desintegra-ción de ciertas lutitas.

3.14 Agentes Activos de Superficie

Se conocen como surfactantes porque redu-cen la tensión interfacial entre las superfi-cies en contacto (agua/ aceite, agua/sóli-do, agua/aire). Estos algunas veces pueden ser emulsificadores, desemulsificantes, flo-culantes o defloculantes.

4. PROPIEDADES FISÍCO-QUÍMICAS

DE LOS FLUIDOS

4.1 Reológia Del Fluido

La medición de las propiedades reológicas de un fluido es de importancia para efecto de cálculo de pérdidas de presión por fric-ción, para determinar la capacidad de aca-rreo de los recortes que se generan en el fondo durante la perforación, para analizar la contaminación del fluido y para poder de-terminar los cambios de presión en el fondo del pozo al sacar o meter la sarta de per-foración. Las propiedades fundamentales a controlar son: viscosidad y gelatinosidad.

La medición de viscosidad se puede realizar con el embudo Marsh o bien con el Viscosí-metro Fann.

Las medidas de viscosidad tradicional en la instalación se hacen con el embudo Marsh, que mide el tiempo del escurrimiento de 1 litro de lodo. La llamada viscosidad Marsh es la cantidad de segundos necesarios para que un litro pase a través del tubo de 3/16 pg, de diámetro que se tiene en el extremo inferior del embudo. El valor del tiempo de escurri-miento es un indicador cualitativo del lodo.

Para obtener su calibración, se llena el em-budo con 1500 cm³ de agua dulce a tempe-ratura de 22 – 27 °C y permitir su salida para llenar el pocillo que tiene su marca de refe-rencia correspondiente a 1 lt.; anotando el tiempo que se llevó llenar el litro.

El tiempo empleado de calibración deberá ser de 28 segundos. Para obtener resultados con-fiables al utilizar el embudo deberá estar lim-pio y libre de irregularidades internamente.

a. Deberá tomarse la muestra en la sali-da de la línea de flote, pasar la mues-tra al embudo a través de la malla has-ta un nivel que alcance el ras de ésta

Figura 1Viscosímetro FANN VG-35a

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en el embudo, mantenido tapado el ori-ficio de salida con un dedo.

b. Inmediatamente quitar el dedo del orifi-cio de salida y permitir el escurrimiento del lodo al pocillo, controlando el tiem-po de escurrimiento del litro, es decir, hasta que el lodo alcance la marca en el pocillo. La cantidad de segundos que tarda en escurrir ese litro representa la viscosidad Marsh.

c. También registre la temperatura de la muestra en grados centígrados.

La mejor medición de las propiedades reo-lógicas del lodo de perforación se obtiene a través del viscosímetro Fann VG-35, per-mitiendo proporcionar la viscosidad plástica en centipoises mediante la resta de la lec-tura de 600 a 300 RPM. Y el punto de ce-dencia de la diferencia de la lectura de la viscosidad plástica de la lectura a 300 RPM. La medida de la resistencia del flujo que proporciona un fluido está relacionado por la fricción entre sus partículas suspendidas y la fase líquida continua.

La cualidad tixotrópica del fluido se mide en lb/100 pie². Esto significa que a mayor cantidad de partículas para densificar, ha-brá mayor número de partículas en fricción.

Las cualidades de tixotropía del fluido tam-bién representan una resistencia al flujo, ya que a mayor densidad, mayor capacidad de sustentación tendrá el lodo. Deberá tomar-se en cuenta sobre todo, si el fluido queda bajo condiciones estáticas.

Se expresa el gel en lb/100 pie², concluyen-do a mayor densidad, mayor viscosidad y gelatinosidad, se tendrán mayores pérdidas por fricción en el sistema de circulación.

5. TÉCNICAS PARA DETERMINARLA DENSIDAD DEL FLUIDO

Para determinar la densidad del fluido de perforación se usa la balanza tradicional para lodos. Esta balanza está compuesta de su propia base y una barra graduada por ambos lados, como se ilustra en la figura 2. En un extremo tiene el recipiente para el lodo con su tapa; cerca de este depósito está el punto de apoyo de la balanza con el soporte y en el otro extremo está el depósito de balines para calibración de la balanza y un pilón que se desliza para hacer nivelar el peso del lodo.

Antes de usar una balanza para lodos, es necesario conocer su calibración y se hace con agua dulce destilada, dando una lectura de 1 gr/cm³ = 8.33 lb/ galón. Si no existe nivelación con este valor deberá ajustarse su tornillo o bien, con sus balines, si es de este tipo. Las lecturas de las graduaciones en ambas caras de la balanza serán en gr/cm³, lb/gal, lb/pie³ y lb/pg²/1000 pie.

El procedimiento para determinar la densi-dad de un fluido es como sigue:

1. Colocar la base sobre una superficie fir-me nivelada.

2. Llene la copa con el fluido que se va a pesar.

3. Coloque la tapa girándola, permitien-do salir fluido por el orificio central de la tapa.

4. Presionando con el dedo a la tapa del re-cipiente para lodo, lavar y con una fra-nela secar el exceso de agua.

5. Colocar la balanza sobre su soporte, co-rrer al pilón para lograr su nivelación.

6. Leer sobre la escala la densidad del lodo.7. Registrar la densidad del lodo.

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8. Eliminar el lodo de la copa después de su uso. Lavar la tapa, la copa, la balanza completa y secarla a fin de mantenerla lista para su siguiente uso.

6. PROPIEDADES DEL LODO PORINCREMENTO EN LA

DENSIDAD Y DILUCIÓN

Los fluidos de perforación, conforme avanza la operación del pozo, se requieren de ma-yor densidad para confinar los fluidos de las formaciones más profundas.

El fluido en sí se compone del líquido base, ya sea agua o aceite, el fluido o material viscosificante que tendrá la función de sus-tentación, y el material densificante. Las partes de que consta el sistema se inte-rrelacionan, ya que si consideramos mayor densidad, será necesario agregar material sustentante con el consecuente cambio de propiedades reológicas del sistema.

Mediante la densidad del fluido, que es la más importante de las propiedades de un sistema, se logra el control del pozo me-diante la presión que ejerce la columna hidrostática en las paredes del agujero. Su control depende de agregar material densi-ficante, o por dilución.

La otra propiedad del fluido de perforación

es la viscosidad plástica, que representa la resistencia interna que tiene un líquido a fluir. Dependerá la viscosidad de un lodo de la concentración, calidad y dispersión de los materiales viscosificantes suspendidos en él. Su función es la de acarrear los recor-tes generados por la barrena a la superficie principalmente. Se origina por la concentra-ción de sólidos presentes y está en función con la forma y tamaño de los mismos.

Otra propiedad del lodo de perforación es la gelatinosidad, que está representada por la medida de atracción de las partículas del fluido al estar en reposo.

La bentonita proporciona principalmente la fuerza de gelatinosidad al fluido. El punto de cedencia de un fluido es otro de los com-ponentes de la resistencia al flujo y está referido a las fuerzas de atracción de las partículas bajo condiciones dinámicas.

Esta fuerza de atracción o punto de ceden-cia está en función de:

a. Tipos de partículas y cargas eléctricas propias.

b. Concentración de partículas.c. Concentración iónica de sales en la fase

líquida.

Altos puntos de cedencia tienen efectos inde-seables sobre las pérdidas por fricción y resis-tencia de geles, por lo que requiere reducirlos.

Cuando se requiere bajar la viscosidad plás-tica será necesario disminuir la concentra-ción de sólidos en el sistema; principalmen-te se logra mediante aparatos mecánicos, dilución o sedimentación.

Figura 2Balanza para lodos

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Añadir agua al sistema del lodo significa ba-jar la concentración de sólidos por unidad de volumen y con ello se logra reducir la fricción entre los sólidos, logrando bajar la viscosi-dad. Al añadir agua al sistema traerá consigo disminuir la densidad del fluido también.

7. CONDICIONES DE SEGURIDADEN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Son muchas las variables en la composición química de un fluido de perforación que afectan sus propiedades; por lo que deberán tenerse las precauciones necesarias durante la preparación de mezclas en cualquier sis-tema de lodos.

Las cuadrillas de perforación, deberán estar alerta de los riesgos que implica el manejo y mezclas de los materiales. Ciertas sustancias químicas provocan quemaduras graves, sien-do tóxicas algunas, tanto para el ser huma-no como para el ambiente. También pueden causar problemas visuales y respiratorios.

Deberán utilizarse en todo momento, al ma-nejar y mezclar productos químicos: ropa de algodón adecuada, lentes o protectores de lentes graduados, goggles, guantes vinílicos con calidad certificada, botas, delantales, mascarilla respiratoria.

Se recomienda que al mezclarlos con agua u otros fluidos, se haga con la debida pre-caución, para reducir la posibilidad de una reacción violenta. Siempre se debe tener disponible, cerca del área de mezclado, el equipo para enjuagar los ojos y limpiar la piel. Si alguna sustancia entra en contac-to con alguna parte del cuerpo humano, se lavará de inmediato con abundante agua y deberán tomarse las medidas preventivas que el caso requiera, incluyendo el aviso a

su superior inmediato.

En todos los procesos de perforación, los fluidos cumplen un papel importante para aumentar la eficiencia y el rendimiento del equipo terrestre o plataforma marina junto a las cuadrillas de trabajo.

Este capítulo no pretende impartir conoci-mientos profundos que califiquen al personal, como un Ingeniero Químico de lodos; pero si es deseable que, en forma simple y sencilla comprendan las funciones, su clasificación y componentes de los lodos de perforación; los efectos en sus propiedades, la forma para determinar sus características y reológia, así como el tratamiento de los mismos.

Las alteraciones en las lecturas de algunos instrumentos en la consola del perforador, reflejan cambios en las condiciones del lodo o problemas que pueden estarse originando en el fondo del agujero. Son estos los ins-tantes en que un trabajador, con los conoci-mientos adquiridos, estará presto a resolver, cualquier situación, de tal forma que evitara que no se presente un brote imprevisto.

8. FUNCIÓN PRIMARIA DELFLUIDO DE TERMINACIÓN

DE POZOS

Los fluidos de terminación y reacondiciona-miento, a los pozos desempeñan las mismas funciones básicas que los lodos de perforación. Se tienen muchas aplicaciones para ellos.

Un fluido de terminación o para reacon-dicionamiento de un pozo, es cualquier

fluido que tenga contacto con la formación productora después de concluir su etapa de

perforación.

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8.1 Mantener Controladala Presión de Formación

El agua, el aceite y el gas contenidos en el yacimiento ejercen una gran presión como si pugnara por salir a la superficie. A esta presión se le llama PRESIÓN DE FORMACIÓN.

Para realizar con seguridad y facilitar las operaciones de terminación y reparación de pozos, es necesario contrarrestar esa pre-sión de formación y llevarla a un punto de equilibrio ejerciendo una presión controla-da mediante un fluido de control.

A esta presión que ejerce el fluido para equilibrio de presión de formación la deno-minamos PRESIÓN HIDROSTÁTICA.

Técnicamente, sabemos que la fuerza de esta presión hidrostática (PH) es directa-mente proporcional a la densidad del fluido y a la altura de la columna que lo contiene en condiciones estáticas.

La presión se registrará en kilogramos por centímetro cuadrado (kg/cm²) o libras por pulgada cuadrada (lb/pg²).

La primera función o uso del fluido de con-trol es la de lograr el equilibrio entre la pre-sión de formación y la presión hidrostática.

8.2 Evitar o Minimizarel Daño a la Formación

¿Qué pasaría si la presión hidrostática que ejerce el fluido hacia abajo fuera mucho mayor que la presión de formación que ejer-ce el gas, el aceite o el agua hacia arriba?Seguramente que entrarían los fluidos da-ñando la formación: taponando la porosi-dad, obstruyendo el flujo, etc; dificultando así la explotación eficiente del pozo.

¿Qué haría usted para evitar esto?Por supuesto que será necesario mantener la PH igual o ligeramente mayor al valor de la presión de formación.

Este equilibrio de presión en ocasiones pue-de perderse al introducir la sarta de traba-jo, debido a la mayor resistencia que en-cuentra por la estructura tipo “gel” que forma el fluido en reposo y que tendría que contrarrestarse con una mayor fuerza o pre-sión. Esta mayor presión que se ejerce po-dría romper el equilibrio logrado.

Es importante que el fluido a usar no origine daño alguno al intervalo productor. El agua dulce natural puede causar una emulsión bloqueadora en el flujo de ciertas formacio-nes de hidrocarburos, o alterar la mojabili-dad de la roca.

Figura 3Mantener controlada

la presión de formación con la PH

PresiónHidrostática

Densidad delFluido por Profundidad

Equilibrio

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Para mantener el equilibrio de la PH con la PF es necesario agregar al fluido de control agentes dispersantes que faciliten su fluidez y reduzcan así la resistencia evitando la ne-cesidad de provocar un excesivo aumento de la presión al entrar la sarta de trabajo e introducirse en el pozo.

Gracias a la fluidez, es posible realizar ope-raciones, conservando la PH igual o ligera-mente mayor que la presión de formación, lo cual permite evitar o minimizar el daño a la formación.

Además, es recomendable utilizar en la pre-paración de los fluidos de terminación y de reparación, de pozos, productos y materia-les químicos que sean compatibles con la formación productora.

8.3 Acarreo de Recortes a la Superficie

Para ejecutar las diversas operaciones, es necesario hacer circular un fluido de con-trol al interior del pozo y desalojarlo a la superficie.

Llamamos recortes a la arena, cemento y fierro que se generan a consecuencia misma del trabajo de terminación y reparación. Estos recortes, por ser sólidos dentro de un fluido, tenderán a caer hacia el fondo atraídos por la fuerza de gravedad, siendo el objetivo sacarlos para mantener limpio el pozo.

¿Cuáles serían las consecuencias si ese ma-terial sólido se acumula en el espacio anular debido a un fluido mal preparado, que no los arrastre a su paso hasta la superficie?

Para extraerlos se tendría que aumentar la fuerza o presión del fluido circulante, lo que aumentaría la presión hidrostática, con pe-ligros como dañar la formación. Además se originarían fallas en la herramienta de mo-lienda, sarta atrapada, velocidad reducida de penetración y retrituración de recortes.

Para evitar lo anterior, es necesario que el fluido de control cumpla realmente la fun-ción de acarrear a su paso estos recortes, lo cual se logrará gracias a la suficiente den-sidad y viscosidad que se le da en su prepa-ración; sin olvidar también cuidar el gasto óptimo de circulación.

Figura 4Daño a la formación por un excesivo incremento en

la presión hidrostática.

FormaciónDañada

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8.4 Suspensión y Acarreo de Recortesal Detenerse la Circulación

Usted ha comprendido cómo el fluido cum-ple la función de acarrear a su paso los re-cortes; pero, ¿qué pasa cuando la circula-ción del fluido se detiene?

Los recortes caerían hacia el fondo del pozo con las consecuencias que usted ya conoce. Para resolver este problema, los Ingenieros de fluidos pensaron: ¿qué tal si, al detener-se el fluido, se forma una estructura gela-tinosa que detenga los recortes y que, al volver a circular, se rompa esa estructura y vuelva a fluir normalmente?

Lo resolvieron agregando bentonita o po-límero al fluido. Esta cualidad que tienen algunas sustancias le llaman TIXOTROPIA, la cual se define así:

TIXOTROPIA: Es la tendencia que tienen al-gunos fluidos de formar estructuras gelati-nosas o semisólidas cuando están en reposo y que, al ser sometidas a un esfuerz, o vuel-ven a un estado original.

La estructura gelatinosa resiste el hundi-miento, precipitación de sólidos y recortes hasta que se reinicia la circulación. Pode-mos expresar entonces que el fluido cumple su función de suspensión de recortes, gra-cias al concepto citado.

Figura 5Atrapamiento de la sarta por acarreo deciente de

recortes.

Figura 6Efecto de la gelatinosidad

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8.5 Soporta Parte del Peso de la Sarta

Usted habrá observado que cuando su hijo se sumerge en una alberca o en la tina pesa mu-cho menos. Si el agua está al borde, al entrar el niño ésta se derrama, por supuesto, y si no está al borde, ciertamente sube el nivel.

El sabio griego Arquímedes, al observar este fenómeno sacó una brillante deducción que según la historia le hizo exclamar: ¡EUREKA, lo tengo! Actualmente se conoce como Prin-cipio de Arquímedes, y dice así:

Un cuerpo sumergido parcial o totalmente en un líquido es empujado hacia arriba por una fuerza igual al peso del líquido

desalojado.

Pues bien, este fenómeno ocurre también dentro de los pozos. Al introducir la sarta en el fluido, ésta recibe “un empuje hacia arriba igual al peso del fluido desalojado” e indudablemente que el empuje será ma-yor debido a su densidad. Se conoce como EFECTO DE FLOTACIÓN.

Esto es particularmente importante al au-mentar la profundidad, ya que, como usted por experiencia sabe, el peso de la sarta que el equipo tiene que soportar es mayor a más profundidad.

8.6 Enfriamiento y Lubricaciónde la Sarta de Trabajo

Conforme la herramienta de molienda y la sarta de trabajo giran dentro del pozo, se ge-neran elevadas temperaturas, por el contacto entre la barrena o molino y el material que se está moliendo, se le llama calor por fricción.

Gracias al fluido que pasa por esos puntos de fricción y por esta zona de calor se logra un enfriamiento y sirve también para lubricar el metal que se encuentre en contacto con otros y así evitar calor excesivo, desgastes y fallas. Deberá tenerse presente que este calor por fricción, dentro del pozo, genera temperaturas hasta de 75 °C y aún mayores.

Aunque en bajo grado, el fluido de control posee propiedades lubricantes que pueden incrementarse, al incluirse en su prepara-ción aceites combinados con ciertos agen-tes emulsificantes.

Los beneficios que cumple esta función en los fluidos son:

• Prolongación de la eficiencia de la barre-na o molino.

• Disminución de la presión y mejora del arrastre.

Figura 7Principio de Arquímides

Agua10 kg.

5 Tons.5 Tons.

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• Menor desgaste por fricción en la sarta de trabajo y en el interior de la tubería de revestimiento.

8.7 Formación de Pared (enjarre)

Algunos fluidos, debido a su viscosidad y só-lidos en suspensión, al estar sometidos a una presión, forman en las paredes de la forma-ción una película protectora llamada enja-rre, que sirve de pared entre el fluido de control y la misma formación. Un fluido de base agua, con una adecuada preparación, depositará un buen enjarre en la zona de disparos, el cual consolida la formación y re-tardará el paso del filtrado al intervalo pro-ductor, evitando así el daño al yacimiento. Un enjarre que contenga el mínimo espesor permitirá menos filtrado. La formación de enjarres gruesos se debe a agentes contami-nantes, como el agua salada, cemento, gas y otros que evitan la hidratación del material viscosificante. Los fluidos con alto filtrado de agua podrán dañar las formaciones, coaccio-nando una disminución en su productividad.

8.8 Permitir el Medio Adecuado para Efectuar

Operaciones con Equipos de Servicio a PozosLa condición del fluido dentro del pozo ad-quiere una importancia relevante cuando se efectúan trabajos con cable electromagné-tico, como son la toma de diversos regis-tros, detonación de disparos, anclaje de empacadores permanentes, desconexión de tuberías, cortes con cargas químicas.

También, cuando se operan con línea de acero para cierre o apertura de válvulas de circulación, válvulas de tormenta, toma de registros de presión de fondo.

Por ello, es importante mantener la visco-sidad y gelatinosidad del fluido en condi-ciones, para que todas las herramientas y accesorios operadas con estos equipos no encuentren resistencia en el interior de las tuberías.

8.9 Evitar Daños a los AccesoriosSuperficiales

La vida productiva de un pozo determinará el tipo de fluido y aditivos que se mezcla-rán para dejarse en su interior. Se llaman FLUIDOS EMPACADORES a los que van a per-manecer ahí confinados durante este perio-do entre las paredes de TR y TP (espacios anulares).

Deben recibir un tratamiento especial, que no sean corrosivos para evitar disminuir la vida útil de los elementos de hule (elastó-meros) del aparejo de producción.

FLUIDO

DE

CONTRO L

Figura 8Formación de enjarre por dispersión

de sólidos y presión hidrostática.

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8.10 Prevenir el FactorTemperatura en los Fluidos

En el interior de un pozo, la temperatura no se debe menospreciar; deberá tomársele siempre en cuenta. La densidad y algunas propiedades de los fluidos de terminación y reparación se ven afectados por este factor. En varios fluidos de reacondicionamiento la densidad disminuye con la temperatura (como en las salmueras de sodio y de cal-cio), características que deberán tenerse presente en la selección y cálculos en su preparación. Deberán conocerse las tem-peraturas de fondo, a la salida del pozo y dentro de las presas para analizarse y pre-venirse posibles problemas.

8.11 Evitar Riesgos alPersonal y al Ambiente

Los fluidos de reacondicionamiento de pozos tienen incorporados productos y materiales químicos (sólidos y líquidos), que pueden resultar peligrosos en su manejo, causando daños tóxicos, respiratorios, visuales y que-maduras. Las medidas preventivas y el equi-po de protección personal adecuado debe-rán aplicarse al momento de manipular, mezclar y tratar estos materiales químicos.

El entorno ecológico terrestre y ambiente marino deben considerarse como los recur-sos más preciados y estamos comprome-tidos a preservarlos. Por lo que los fluidos que se utilizan en los pozos, y los que éstos aporten, podrán dañarlos. Para evitar lo an-terior, deberán respetarse las reglamenta-ciones nacionales e internacionales relacio-nadas a derrames, el manejo y transporte de los fluidos y principalmente difundirlos a todo el personal.

9. CARACTERÍSTICAS DE LOSFLUIDOS DE TERMINACIÓN Y DE

REPARACIÓN A LOS POZOS

Una selección del fluido apropiado deberá considerarse de acuerdo a las operaciones específicas de terminación y mantenimiento a los pozos. Estas características serán:

1. Densidad del fluido: Una densidad su-ficiente que controle las presiones del pozos, que sea igual o ligeramente ma-yor que la presión de formación; es ra-zonable de 7 a 14 kg/cm² (100 a 200 lb/pg²). Los fluidos de reparación con una presión de equilibrio son ideales, ya que disminuirán los daños a la formación, reduciendo las pérdidas por sobrebalan-ceo. En la actualidad son prácticos por los dispositivos modernos que se dispo-nen para el control de presión.

2. Viscosidad del fluido: Al mantener esta característica en condiciones de fluidez, permite la circulación para desalojar los recortes de fierro, cemento y otros resi-duos a la superficie. Los productos visco-sicantes serán seleccionados en función al tipo de fluido, puesto que pruebas de laboratorio demuestran que algunos afectan y reducen la permeabilidad de la formación.

3. Libre de sólidos: Para ciertas operaciones ,el fluido debe encontrarse con el míni-mo de partículas sólidas en suspensión, ya que pueden obstruir los intervalos productores reduciendo sustancialmente la producción después de una operación de estimulación o tratamiento al pozo.

4. Características de la invasión: Deberá limitarse al mínimo la invasión, sobre todo en pozos que tengan baja per-meabilidad. El filtrado deberá de tener

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el mínimo efecto sobre las formaciones. Las partículas mayores a la mitad del diámetro de los poros, normalmente for-man un puente que impedirá la entrada de los fluidos al pozo. Partículas meno-res a dos micras generalmente pasan sin congestionar los poros.

5. No ser corrosivo: Para evitar posibles fa-llas en los componentes metálicos tubu-lares y de superficie, originando proble-mas de pesca posteriores.

6. Aspectos económicos: La selección de-penderá de que el fluido sea compatible con la formación productora para evitar los menores daños a la misma. Hay oca-siones en que los fluidos menos costosos causan poco o ningún daño. Por lo ge-neral, lo frágil de la formación será la consideración principal.

7. Estabilidad del fluido: Esta característi-ca es muy importante cuando un fluido permanecerá en el pozo durante un pe-ríodo prolongado. Debe tener la estabi-lidad suficiente para soportar los cam-bios de temperatura, principalmente a mayor profundidad. El no atenderse esta condición originará problemas en la re-cuperación de los aparejos de produc-ción y posibles operaciones de pesca.

8. Prevenir la contaminación: La adición de productos químicos (líquidos y sólidos) a los fluidos de terminación y reparación de pozos puede causar problemas am-bientales. Por lo que, en su preparación y uso en los pozos, deberán aplicarse las medidas de seguridad establecidas para cuidar y mantener el entorno ecológico y el ambiente marino.

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ÍNDICE

1. Objetivos de los Métodos de Control 129____________________________________

2. Principio de los Métodos de Control con Presión de Fondo Constante 130____________________________________

3. Descripción de los Métodos 131____________________________________

4. Método de Esperar y Densificar 135____________________________________

5. Método Concurrente 136____________________________________

6. Métodos Alternos de Control de Pozos 142____________________________________

7. Método de Control Dinámico 144____________________________________

8. Circulación Inversa 144____________________________________

9. Otros Métodos de Control de Pozos 146____________________________________

10. Técnica de Estrangulación Limitada 147____________________________________

11. Método Volumétrico 149____________________________________

12. Técnicas Cuando se Presenta un Descontrol Subterráneo 151____________________________________

13. Localización de la Zona de Fractura 154____________________________________

14. Solución de Problemas Durante el Control 155____________________________________

15. Razones Específicas para Seleccionar un Método de Control 155____________________________________

16. Métodos Incorrectos para Controlar un Pozo 157____________________________________

17. Concepto de Barreras 158____________________________________

18. Técnica del Perforador 164____________________________________

19. Técnica de Evaluación de Brotes sin Cerrar Totalmente el Pozo para Arenas de Desarrollo de la Cuenca de Burgos 164____________________________________

20. Técnicas de Control de Pozo Simplificado 164____________________________________

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1. OBJETIVOS DE LOS MÉTODOSDE CONTROL

Los principales métodos de control de pozos que mantienen una presión constante en el fondo del pozo son:

El método del Perforador.El método del Espere y Densifique.El método Concurrente.

Estos métodos tienen como objetivo aplicar una presión constante en el fondo del pozo, para desalojar el brote, hasta que se obtie-ne el control total sobre el mismo.

Cada método de control del pozo tiene sus propias ventajas y desventajas, por lo que se recomienda identificarlas, a fin de apli-car el método adecuado cuando se presente un brote en el pozo.

Al aplicar un método de control del pozo se requiere contar con la información siguiente:

• Registro previo de información• Gasto de bombeo y presión reducida• Incremento de volumen en presas.• Registro de las presiones de cierre del

pozo• Densidad del fluido para obtener el con-

trol del pozo• Presiones de circulación al controlar el

pozo• Registro del comportamiento de la pre-

sión y volúmenes.

1.1 Registro Previo de Información

Esta información está referida a tener dis-ponible y de inmediato:

• Capacidad de desplazamiento de la bomba.

• Máxima presión de la bomba.• Presión del conjunto de preventores.• Volumen de las presas.• Volumen correspondiente a las conexio-

nes superficiales.• Presión Máxima Permisible en conexio-

nes superficiales.• Densidad del lodo actual.• Densidad del lodo para obtener el con-

trol del pozo.• Presión máxima permisible en el espacio

anular.• Densidad equivalente a la prueba de goteo.• Profundidad de la zapata.• Geometría de la sarta.• Geometría del pozo.• Profundidad de la zona de brote.

La anterior información será requerida para formular el plan de control del pozo.

RECUERDE: EL TIEMPO ES FUNDAMENTAL; EN ESTE LAPSO SON

SUSPENDIDAS LAS OPERACIONES.

Estos datos deben ser lo más precisos posible.

1.2 Gasto y Presión Reducidas

Este dato importante estará registrado en la bitácora y ahora se emplea y está referido a la presión y gasto al circular a 1/3 ó ½ del régimen normal.

1.3 Registro de Presiones de Cierre del Pozo

Después de haber cerrado el pozo, pro-ceda a obtener las presiones estabiliza-das de TP y TR; la primera nos permitirá obtener la densidad de control y la pre-sión para iniciar la circulación del mismo, y se hará a través de manómetros confia-

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bles, y la presión en la TR nos permitirá de manera rápida conocer qué tipo de fluido entró al pozo; salvo si ya es un área conocida.

1.4 Densidad del Fluidopara Controlar el Pozo

Obtenida la presión estabilizada en TP, podremos calcular la densidad del lodo para lograr el control del pozo. Este dato nos permitirá seleccionar el método más adecuado.

1.5 Presiones de Circulaciónal Controlar El Pozo

Para determinar con propiedad si estamos o no controlando la presión de la formación, tomaremos los datos de la presión reducida de circulación (PRC) correcta y la presión de cierre estabilizada de la TP (PCTP). Se suman y representan la presión con la que iniciamos la circulación de control del pozo. La presión final será con la que llenamos la sarta y hasta que la nueva densidad llegue a la superficie.

Estas presiones serán corregidas por incre-mento en densidad, si se aplican.

1.6 Registro del Comportamientode la Presión-Volumen

Durante la fase de llenado de la TP y despla-zamiento del lodo en el espacio anular, se deberá llevar un registro de comportamien-to de la presión y de los volúmenes bombea-dos durante el control del pozo, ya que nos permitirá llevar de la mano el control de la presión de la formación; haciendo las ade-cuaciones mediante el estrangulador.

2. PRINCIPIO DE LOS MÉTODOSDE CONTROL CON PRESIÓN

DE FONDO CONSTANTE

Al presentarse un brote en el pozo, la tripu-lación lo identifica y procede de inmediato a cerrar el pozo. Se detiene la entrada de los fluidos y en el fondo del agujero frente a la formación se equilibran nuevamente las presiones. La presión en la superficie más la columna hidrostática será el valor de la pre-sión en el fondo del agujero. Esta presión es la que se debe atender con mucho cuidado al controlar el pozo, a fin de evitar un nuevo brote o perder el fluido. Si durante los si-guientes eventos en condiciones dinámicas con fluido mantenemos bajo control esta presión en el fondo del agujero, no habrá un nuevo brote. Por eso estaremos aplican-do una PRESIÓN CONSTANTE EN EL FONDO DEL POZO.

Figura 1Presión constante

en el fondo del pozo.

Formación sello

Formación productora

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2.1 Objetivos del Métododel Perforador

• Presentándose el brote y haciendo uso de la información previa, se evacua el brote utilizando la densidad con la que se presentó la manifestación.

• De inmediato no requiere densificar el lodo.

• Método sencillo de aplicación.• Implica que el control del pozo reque-

rirá otra circulación con la densidad de control.

• Desalojado el brote, el pozo puede espe-rar para llevar a cabo la segunda fase de control del pozo.

2.2 Objetivos del Métodode Control Esperar y Densificar

• Controlar el pozo, en una circulación, siempre y cuando el mismo lo permita.

• Lleva de la mano al operador del pozo durante el evento del control.

• El proceso de control es rápido y eficiente.• Se puede manejar la calidad del control

con más precisión.

2.3 Objetivos del MétodoConcurrente

• Densificar el fluido gradualmente mien-tras se circula.

• Representa un método complejo de con-trol, ya que maneja diferentes densida-des de lodos durante el control del pozo.

• Dificulta establecer el control de la pre-sión en el fondo del agujero.

3. DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS

3.1. Método del Perforador

Se basa en el principio básico de control. Requiere de un ciclo de circulación com-pleto para que los fluidos invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con densidad original a un gasto y presión reducida constante, apoyados a través de un estrangulador ajustable.

El Método del PERFORADOR se usa amplia-mente por su fácil aplicación, ya que al de-tectar la presencia de un brote se toman medidas inmediatas para desalojarlo, to-mando en cuenta las restricciones que se indican en la hoja de control de brotes.

3.2 Secuencia

3.2.1 Primera Circulación(Con Densidad Original)

1. Registre presiones estabilizadas en TP y TR.

2. Lentamente, inicie el bombeo y abra el estrangulador para alcanzar el gasto re-ducido (EPM) y la presión que se observó al cierre en TR.

3. Obteniendo lo anterior, registre la pre-sión en TP.

4. Mantenga esta presión en la T.P. constan-te, manipulando el estrangulador hasta desalojar el brote. Si el pozo lo permi-te, maneje un margen de seguridad de 0-100 lb/pg2.

5. Después de desalojar el brote, simultá-neamente cierre el pozo y pare el bom-beo. El pozo deberá quedar con presio-nes iguales en T.P. y T.R. Estas presiones también deberán ser iguales como míni-mo a la registrada al cierre estabilizada de T.P. Ahora el pozo está bajo control, pero no muerto.

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3.3 Segunda Circulación(Con Densidad de Control)

1. Las presiones en TP y TR deberán ser iguales.

2. Lentamente, inicie el bombeo y abra el estrangulador para alcanzar el gasto re-ducido (EPM) y la presión inicial de cir-culación (PIC). Monitoreando las presio-nes y emboladas calculadas en la cédula de bombeo, operando el estrangulador (PIC – PFC).

3. Al llegar el lodo de control a la barre-na, se registra la presión observada en la TP; ahora bien, ésta presión es la que se debe mantener hasta que el lodo de control llegue a la superficie (PFC).

4. Pare la bomba. Simultáneamente cierre el pozo y verifique ambas presiones.

5. Si las presiones son iguales a cero, usted ha controlado totalmente el pozo.

6. Si las presiones son desiguales entre sí, pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado no fue la suficiente para controlar el pozo, por lo que se deberá repetir el procedimiento con base en las presiones registradas.

7. Si la presión en la tubería de perforación es igual a cero, pero en la tubería de re-vestimiento se registra alguna presión, será indicativo que no se ha desplazado totalmente el brote del espacio anular con la densidad de control (o que hubo ingreso adicional de fluidos de la forma-ción al pozo).

NOTA: Una vez seleccionado el gasto re-ducido no deberá cambiarlo. La segunda circulación con densidad de control puede realizarse, aplicando el Método de Esperar y Densificar.

3.4 Recomendación

Cierre ligeramente el estrangulador al mo-mento que se desaloje la burbuja del pozo, la cual sufre una expansión súbita al no te-ner la carga hidrostática de un fluido más pesado arriba de ella. Por esto, una des-compensación en la presión de fondo provo-cada por la expansión de la burbuja, podría permitir la introducción de otra durante el desalojo de la primera, observándose dismi-nución en la presión del espacio anular, has-ta un valor similar a la presión de cierre en la tubería de perforación ( PCTP), que será la presión con que excede el yacimiento a la hidrostática de la columna del lodo.

Cuando la burbuja ha sido eliminada y salga lodo en condiciones favorables (densidad, vis-cosidad) al suspender el bombeo, las presio-nes en la tuberías de perforación y de reves-timiento deben ser iguales a la PCTP original, ya que, en el espacio anular y en la tubería de perforación habrá lodo con la misma densidad a la existente en la tubería de perforación al ocurrir el brote y cerrar el pozo.

Este será el momento para hacer los preparati-vos y cálculos necesarios, y poder llevar a cabo la segunda etapa del control, con el Método de Esperar y Densificar o cualquier otro, sin ries-go de que las presiones se incrementen.

3.5 Básicamente el Método delPerforador Consiste en:

1. Circular el brote con fluido de densidad original, manteniendo constante la pre-sión inicial de circulación calculada y el gasto de control de la bomba durante el número de emboladas o tiempo necesa-rio para que el fluido salga del pozo. Ce-rrar el pozo y densificar el fluido.

La ventaja de este método es el de circular el brote con suficiente rapidez, evitando los efectos de la migración del gas.

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Figura 2

Circulando el brotecon densidad original

(Mantenimiento constantela presión incial de circulacióny el gasto)

Pozo cerrado

Ambas ramas limpiasde fluido invasor

Lecturas de presióna pozo cerrado

Brote de gas presente

La presión de formación a la presión hidrostáticaPresión de formación

El brote esta en la superficie

continuar manteniendola presión constante en TP

El gas alcanza su máxima expansión

100

Figura 2



Pozo cerrado








100

Figura 2



Pozo cerrado








100

Figura 2



Pozo cerrado








100


La presión de la formación supera a la presión hi-drostática del fluido de perforación y se cierra el pozo; se registran presiones en ambas ramas. Un brote está presente.

Figura 4El gas alcanzo la superficie, se registra la presión máxi-ma en la TR, hay que seguir manteniendo constante la presión inicial de circulación (PIC).

Figura 3Con la presión inicial de circulación y con la misma densi-dad de fluido; se procede a circular el brote, observamos que la presión en la TR va aumentando a medida que el gas viaja, hacia la superficie, durante este ciclo debe mantener la PIC constante para evitar mayor entrada de fluidos de la formación.

Figura 5Una vez que ha salido el gas, se cierra el pozo y se verifican presiones, si la operación fue normal, las presiones en las dos ramas deberán ser iguales. Esto confirma que no hay gas en el agujero.

3.6 Secuencia del Método delPerforador en Diagramas de Tubo en “U”

Un brote de gas está presente

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Circula con lodode densidad de control Lodo de control

por espacioanular

Presión en TR disminuyendoen TP mantener PFC

constante

En ambas ramasse tiene lodo de control

El pozo se cierra y severifican las presiones

Ahora el pozo está bajo control

Por lo cual se continuan con las

operacionesPresión de Formación

0 0Lodo de controlen la barrena

Se cierra el pozoy se verifican lecturas de presión

Presión de formación

0 30

1.2 1.103000m


por espacioanular


constante









0 30

1.2 1.103000m


por espacioanular


constante









0 30

1.2 1.103000m


por espacioanular


constante









0 30

1.2 1.103000m

Figura 6Se establece la circulación con lodo de densidad de control y cuando el lodo de control esté en la barrena se tendrá en la TP el valor de la presión final de circulación (PFC).

Figura 7Si se tiene duda en lo que se hace, el pozo se cierra y se verifican presiones, observamos que la densi-dad calculada fue la correcta, en el espacio anular todavía hay presión, ya que se tiene lodo de den-sidad original.

Figura 8A medida que el lodo de densidad de control viaja por el espacio anular, la presión en la TR va dismi-nuyendo. Durante este proceso se debe mantener constante en TP el valor de la presión final de cir-culación.

Figura 9Una vez que el lado de control alcanza la super-ficie, las presiones en ambos ramas deberán ser igual a cero.


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4. MÉTODO DE ESPERAR Y DENSIFICAR

Este método (también llamado del Ingenie-ro) implica que, estando el pozo cerrado, se tenga que esperar mientras se prepara lodo con la densidad adecuada a equilibrar la presión hidrostática con la presión de la formación, así como recabar los datos nece-sarios y efectuar los cálculos para llevar a cabo el control del pozo.

4.1 Secuencia

1. Abra el estrangulador y, simultáneamen-te, inicie el bombeo del lodo con densi-dad de control a un gasto reducido (QR).

2. Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el espacio anular a la presión de cierre de la tubería de revestimiento (PCTR).

3. Mantenga la presión en el espacio anular constante, con ayuda del estrangulador, hasta que la densidad de control llegue a la barrena.

4. Cuando el lodo de control llegue a la ba-rrena, lea y registre la presión en la tu-bería de perforación.

5. Mantenga constante el valor de presión en la tubería de perforación, auxilián-dose del estrangulador; si la presión se incrementa, abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo.

6. Continúe circulando manteniendo la pre-sión en la tubería de perforación cons-tante, hasta que el lodo con densidad de control llegue a la superficie.

7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.8. Lea y registre las presiones en las tube-

rías de perforación y de revestimiento.9. Si las presiones son iguales a cero, el

pozo estará bajo control. Si las presio-nes son iguales entre sí, pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado no fue la suficiente para controlar el

pozo, por lo que se deberá repetir el procedimiento con base en las presio-nes registradas. Si la presión en tube-ría de perforación es igual a cero, pero en tubería de revestimiento se registra alguna presión, será indicativo que no se ha desplazado totalmente el espacio anular con la densidad de control (o que hubo ingreso adicional de fluidos de la formación al pozo).

4.2 Descripción de los eventos

• Una vez que el lodo esté preparado con la densidad de control y se comience a bombear a un gasto reducido de circu-lación, la presión que se registre en la tubería de perforación, sólo al momento de igualarla en el espacio anular con la presión de cierre en tubería de revesti-miento (PCTR), será similar a la inicial de circulación (PIC).

• Al bombear lodo con la densidad de con-trol a través de la sarta de perforación, se observará disminución paulatina en la presión de la tubería de perforación, hasta un valor llamado presión final de circulación (PFC), que será cuando la densidad de control llegue a la barrena. Entonces se observará que el abatimien-to de presión en tubería de perforación será similar al calculado en la cédula de bombeo.

• Una vez que el lodo de control ha llega-do a la barrena, la PFC deberá mante-nerse constantemente durante el viaje del lodo, con densidad de control a la superficie (ajustando el estrangulador).

• Cuando salga el lodo con densidad de control a la superficie, la presión en el espacio anular deberá ser cero. Para ob-servar si hay flujo, se deberá suspender el bombeo; si no lo hay, el pozo estará bajo control.

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• Cuando se haga presente el efecto de la expansión del gas cerca de la superficie, la declinación en la presión de la tube-ría de revestimiento cesará y empezará a incrementarse hasta alcanzar su máxima presión, lo cual ocurrirá cuando la bur-buja de gas llegue a la superficie. Duran-te la salida de la burbuja, se observará disminución en la presión de la tubería de revestimiento, originada por la súbita expansión de la misma.

• Se recomienda cerrar ligeramente el es-trangulador, ya que de esta forma no se permite la disminución excesiva de pre-sión en el espacio anular, puesto que se tendría un volumen equivalente a la ca-pacidad de la tubería de perforación con densidad original.

• A medida que se circula el lodo con den-sidad de control, la presión en la tubería de revestimiento continuará disminuyen-do con menor rapidez hasta llegar casi a cero (cuando el lodo con densidad de control salga a la superficie), donde el estrangulador deberá estar totalmente abierto y esta presión sólo será igual a las pérdidas por fricción en las líneas y el múltiple estrangulación.

• Si al haber circulado completamente el lodo de control y suspendido el bombeo, las presiones en las tuberías de perfora-ción y de revestimiento no son iguales a cero, se deberá a alguna de las razones siguientes:

a. La densidad de control no es la suficien-te para controlar el pozo.

b. Se tendrá un brote adicional en el espa-cio anular, causado por permitir que la presión disminuyera al estar circulando el brote.

• Para comprobar que esta presión no es producida por fluidos entrampados cerca de la superficie, se deberá purgar el pozo con una pequeña cantidad de flujo que

no exceda de medio barril; si con este purgado no se observa una disminución de presión, se deberá aumentar la den-sidad del lodo, para lo cual se deben to-mar en cuenta las nuevas presiones de cierre registradas en las tuberías de per-foración y de revestimiento, circulando el brote en la forma ya indicada.

5. MÉTODO CONCURRENTE

Cuando se utiliza este método para contro-lar un brote, se inicia a circular el brote con la Presión Inicial de Circulación y se empieza a adicionar barita al sistema de lodos hasta alcanzar el peso de control. Lo anterior sig-nifica aumentar la densidad al fluido mien-tras se circula.

El método implica dar un incremento gra-dual en el peso del lodo hasta que el brote es desalojado a la superficie, por lo cual re-querirá varias circulaciones hasta completar el control del pozo.

5.1 Secuencia

1. Registre las presiones de cierre en la tubería y en el espacio anular (PCTP y PCTR).

2. Iniciar el control a una QR de circulación y mantener la PIC constante, hasta tota-lizar las emboladas necesarias del inte-rior de la sarta de perforación hasta la barrena.

3. El operador del estrangulador debe con-trolar y registrar las emboladas de la bom-ba y graficar en una tabla la nueva densi-dad a medida que se va densificando.

4. Cuando llegue a la barrena, se determi-na circular un fluido más denso hasta el fondo del pozo, debiéndose registrar to-das las variaciones de densidad del fluido para ajustar las presiones en las tuberías.

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5. Al llegar hasta la barrena el lodo con densidad calculada, se tiene la PFC, por lo que se deberá mantener constante la presión hasta que el lodo densificado salga a la superficie.

5.2 Descripción de los Eventos

1. Este método puede utilizarse una vez re-gistradas las presiones de cierre.

2. Además puede aplicarse al tener calcu-ladas las máximas presiones permisibles en el espacio anular (TR), resistencia al fracturamiento de la formación y en las conexiones superficiales de control.

3. Hay un mínimo retraso de tiempo para iniciar la circulación.

4. Es el método recomendado cuando el incremento a la densidad es elevado y requerido.

5. Las condiciones de viscosidad y ge-latinosidad del lodo pueden controlarse.

6. Hay menor presión a la salida de la TR durante el control, en relación al Méto-do del Perforador.

7. Puede fácilmente relacionarse con el Método de Densificar y esperar.

8. El número de circulaciones requeridas está en función del aumento al peso del lodo, el volumen activo y las condicio-nes del fluido en el sistema, así como la capacidad de los accesorios y equipos de agitación y mezclado.

5.3 Desventajas que Afectansu Aplicación

1. Los cálculos requeridos para mantener la presión de fondo constante son más complicados con relación a los métodos del Perforador y Densificar y Esperar.

2. Se requiere mayor tiempo de circulación

durante la etapa de control.3. La presión de superficie en la TR y la

densidad equivalente del lodo, desde la zapata, son elevados en relación al mé-todo de Densificar y Esperar.

EJEMPLO 1

En la figura se muestra el estado mecánico de un pozo con los datos siguientes:

Realizar lo conducente para circular el bro-te y restablecer el control del pozo. Las de-terminaciones deberán incluir:

Diámetro dela barrena

8 3/8 pg (3 toberas de 14/32 pg)

Herramienta de 6 ½” x 2 13/16”

91 lb/p.

Longitud 185 m(d.I. = 2.812 pg)

Tp 5 pg hw Longitud 108 m(d.I. = 3 Pg)

Tp 5 pg xh Longitud 5,262 m(d.I.= 4.276 pg)

Profundidaddel pozo

5,555 m

Prof. Zapata de tr 9 5/8” x 8 17/32”

(cementada)

4,783 m(d.I. = 8.535 pg)

Densidad del lodo 1.70 gr/cm3

(14.16 lb/gal)Presión reducida de

circulación (prc)84 kg/cm2 a 28 epm

Presión de cierre en tp (pctr)

18 kg/cm2

Presión de cierre en tr (pctr)

30 kg/cm2

Incremento de vo-lumen en presas

20 Bl = 3180 lt

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• Los cálculos básicos para el control de un brote

• Los cálculos complementarios.

5.4 Soluciones

Cálculos básicos para el control de un brote.Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta.

5.5 Factores de Capacidad Interior

Factor de Cap. = 0.5067 (DI)2

TP 5 pg XH = 0.5067 x (4.276)2

= 9.26 lt/mTP 5 pg HW = 0.5067 x (3)2

= 4.56 lt/mHerramienta de 6 1/2 pg = 0.5067 x (2.812)2

= 4.00 lt/m

5.6 Volumen Interior

Volumen interior de la tubería= Factor de cap. x Longitud de tubería

TP 5 pg XH = 9.26 lt/m x 5262 m = 48,726 lt

TP 5 pg HW = 4.56 lt/m x 108 m = 492 lt

Herramienta de 6 1/2 pg = 4 lt/m x 185 m = 740 lt

Volumen Total = 49,958 l

DATOS DE LA BOMBAMarca IDECO

Modelo T - 1300 triplex sim-ple acción

Diámetro de la camisa 6 1/2 pgLongitud de carrera 12 pgEmboladas máximas 130 EPMPresión de Operación a 28 emb/min = 84

kg/ cm2

Presión límite de operación

228 kg/cm2 (3,242 lb/pg2)

Figura 3Estado mecánico del pozo.

PCTP=18kg/cm

5262mTP 5 pg XH

(D.I.=4.276 pg)

108 mTP 5 pg HW(D.I. =3 pg)

185mDC 61/2 pg

(D.I.=2.812 pg)

Profundidad 5555m con barrena 8 3/8 pg

PCTR=30 kg/cm

TR 20pg A 700 m

TR 13 3/8 pg A 2793 m

TR 9 5/8 pg A 4783 m

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5.7 Capacidad de la Bomba

G = 0.0386 x L x D2

= 0.0386 x 12 (6.5)2

= 19.57 lt/emb al 100% eficiencia volumé-trica= 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumé-trica.

Si la presión reducida (PRC) es 84 kg/cm2 a 28 EPM el gasto de la bomba será:

17.61 lt/emb x 28 EPM = 493 lt/min = 130 gal/min = Gasto reducido (QR)

• El tiempo de desplazamiento en el inte-rior de la sarta será:

T =

=

= 101 min= 1 hora, 41 min.

• El número de emboladas para desplazar el volumen de la TP será:

Total emb. = =

= 2837 Embs

• Densidad de control:

Inc. Dens. =

=

= 0.03 gr/cm3

Rc = Ro + Inc. DensPor lo tanto:Rc = 1.70 + 0.03 = 1.73 gr/cm3 (14.41 lb/gal)

• Presión inicial de circulación

PIC = PR + PCTP= 84 + 18= 102 kg/cm2 a 28 EPM= 102 kg/cm2

• Presión final de circulación

PFC = PR x

= 84 x

= 85 kg/cm2

= 1209 lb/pg2 a 28 EPM

5.8 Cálculos Complementarios

Lb =

• Determinación del tipo de brote y longi-

tud de la burbuja• Capacidad del espacio anular entre agu-

jero y herramienta= 0.5067 x (8.3752 - 6.52)

Cap. E.A. y HTA = 14.13 lt/m

Vol. Int. TPQR

49,958 lt493 lt/min

Vol. Int. TPCap. bomba

49,958 lt17.61 lt/min

PCTP x 10PROF

18 x 105,555

RCRo

1.731.70

Incremento de volumen en presasCapacidad del espacio anular

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• Volumen espacio anular entre agujero y herramienta = 14.13 lt/m x 185 m

Vol. E.A. y HTA = 2,614 lt

Como 2614 lt es menor con respecto al vo-lumen del fluido invasor que entró (3180 lt), entonces el brote quedó alojado en las sec-ciones EA y HTA; EA y TPHW; procediéndose a calcular:

Capacidad del espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW = 0.5067 x (8.3752 - 52)

Cap. EA y TPHW = 22.87 lt/m

• Volumen del espacio anular entre aguje-ro y TPHW

= 22.87 lt/m x 108 m

Vol. EA y TPHW = 2,470 lt

• Volumen de burbuja = 3,180 lt = [EA y HTA (2,614 lt) + EA y TPHW (solo 566 lt)]

Lb HTA = = 185 m

Lb TPHW = = 25 m

Lb = 210

• Densidad del fluido invasor

= Ro -

=

= 1.13 gr/cm3

Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/cm3, este fluido se considera agua salada.

• Cantidad de barita necesaria para densi-ficar el lodo.

Núm. de sacos de barita

=

=

Cantidad de barita=1.05 scs/m3 de lodo

Si el volumen activo de lodo en el sistema es de 200 m3, la cantidad total de barita necesaria será:

1.05 scs/m3 x 200 m3 = 210 sacos de barita

como cada saco pesa 50 kg

210 sacos x 50 kg/sc = 10,537 kg = 10.5 ton

• Incremento de volumen por adición de barita

Inc. Volumen =

=

= 2.47 m3

2,614 lt14.13 lt/m

85 (Dc – Do)4.15 - Dc

85 (1.73 – 1.70)4.15 – 1.73

566 lt 17.61 22.87 lt/m

10 x (PCTR – PCTP)Lb

1.70 gr/cm3 - 10 (30-18)210

21085

Núm. de sacos totales85

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1. INFORMACION PREVIAPRESION REDUCIDA DE CIRCULACION PRESION POR FRICCION GASTO REAL DE LA BOMBA

EN LINEA DE ESTRANGULAR#1: @ #1: @

#2: @ #2: @

CAPACIDAD INTERIOR EN T.P.

TP lb/pie

TP lb/pie

HW lb/pie

DC D.I. pg

CAPACIDAD ANULAR lt Q Real lt/emb

Vol. entre TR y TP:

Vol. entre Ag. Y TPy TP

descubierto (m)Vol. entre Ag. Y DCy DC

lt Q Real lt/emb

INFORMACION DE TR

Diam. TR pg, kg/m, , m @MD/TVD Prueba (gr/cm³)(PM/PVV) Zapata DEL

2. LECTURAS PCTP kg/cm² PCTR kg/cm² INC. VOL. PRESAS lt

3. DENSIDAD DE CONTROL (DC)

( ) Densidad de Control (Dc)Prof. Vert.(m)

4. PRESION INICIAL DE CIRCULACION

= kg/cm² X 14.22 = lb/pg²

5. PRESION FINAL DE CIRCULACION (PFC)

( ) kg/cm2 14.22 = lb/pg²Dc (gr/cm³)

6. MAXIMA PRESION PERMISIBLE EN INTERIOR DE TR

( ) kg/cm2 14.22 = lb/pg²Prof.zapata (m)

7. CEDULA DE CONTROL

GradoPeso

10

X =Cap. lt/m Long (m) TP (lt)

(lt)(lt/m)

Emb. p/ desplazarespacio anular

Profundidad

÷ =

X =Long DC (m)

(lt)

X =(lt/m) Long TP Agujero (lt)

X =(lt/m) Prof. Zapata (m)

÷ =

Emb. a la bna.

HW (lt)

X =

X =

D.E. pg Cap. lt/m Long (m) DC (lt)

pg Cap. lt/m Long (m)

X pg Cap. lt/m Long (m)

pg

= = Q Real(lt/emb)

Q Real(gal/emb)

TP (lt)

= X 3.785

100 % gal/Emb

EficienciaX

kg/cm2 Epm

kg/cm2 Epm

kg/cm2 Epm

kg/cm2 Epm

PCTP + Do (gr/cm³) =X ÷

PCT.P kg/cm2 Pres. red circ. (kg/cm²)+

Do gr/cm³)P. red circ. (kg/cm²)

-

XX ÷ =

EMB.

P.I.C. P.F.C.

EMB

PIC

Prueba Zapata (gr/cm³)

PFC

MAX. PRE. TRDc (gr/cm³)X =X ÷ 10

5.9 Hoja para el Control deBrotes con Cédula de Trabajo


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6. MÉTODOS ALTERNOS DECONTROL DE POZOS

6.1. Método de Lubricar y Purgar

1. El método se aplica en pozos donde no puede efectuarse la circulación, donde las altas presiones elevan sus valores per-misibles en la superficie o cuando el inte-rior e la sarta de perforación tenga obs-trucción al haberse solidificado un tapón.

2. Se utiliza cuando el brote es GAS y al encontrase éste en la superficie, un de-terminado volumen de lodo puede bom-bearse dentro del pozo, se hace una pausa de varios minutos (entre 10 y 30 min.), para que el gas migre a través del nuevo lodo; entonces, se purga una can-tidad de gas al exterior del pozo.

3. Las etapas se repiten (LUBRICAR Y PUR-GAR) hasta que el gas ha sido reempla-zado por el lodo, éste se precipita y va formando una columna hidrostática. El método no controla completamente un pozo, pero sí permite disminuir la presión en superficie, mientras se coordinan las siguientes operaciones o se instala en el pozo una unidad de equipo Snubbing para trabajar bajo condiciones de presión.

4. Debe darse un tiempo razonable para que el fluido comience a ejercer pre-sión hidrostática. Puesto que se esta ”adicionando” una columna hidrostática en el interior del pozo; puede purgarse la”contrapresión” en una cantidad igual al aumento de la Ph. Para comenzar la lubricación y el purgado, debe inyectar-se lodo al pozo, el cual se deberá cuanti-ficar contando el número de emboladas o por medio del tanque de viajes (si esta instalado), con el fin de calcular la lon-gitud del lodo bombeando. Obteniendo

este valor, podrá estimarse el aumento en kg/cm2 de la presión hidrostática, para que este valor sea la presión a pur-gar en la superficie.

5. Es necesario mantener las presiones al mínimo, ya que al no darse tiempo para que descienda el lodo, puede suceder que se pierda fluido al comenzar a pur-gar el pozo en la superficie (por lo consi-guiente la Ph). La espera debe cuidarse sobre todo cuando el pozo es profundo.

6. La secuencia de lubricar lodo: esperar a que forme una columna hidrostática y luego purgar el incremento aplicado, se repetirá hasta calcular que el espacio anular está lleno y se haya disminuido la presión en TR hasta 0 kg/cm2.

Se recomienda utilizar una unidad de alta pre-sión para superar la presión del pozo. Al prin-cipio las presiones serán elevadas, pero se mi-nimizarán por la cantidad del lodo inyectado.

El uso de este método dependerá del conoci-miento que se tenga del pozo: estado mecá-nico, geometría de la sarta de perforación, antecedentes y parámetros registrados.

6.2 Método de Regresar FluidosContraformación (Bullheading)

Consiste en bombear contra formación la ca-pacidad de la o las tuberías en una sarta de perforación o a través de un aparejo de pro-ducción para establecer el control interno.

El método se lleva a cabo cuando no hay obstrucciones en la tubería y pue-de lograrse la inyección de los flui-dos del pozo dentro de la formación sin exceder los límites de presión de TP,

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TR, y máxima presión permisible. Se despla-za todo el volumen en el interior de la tu-bería con la cantidad necesaria de un fluido usado en UNP.

Durante la etapa de perforación de un pozo, cuando se presenta un brote, y dependiendo las condiciones puede utilizarse esta técnica. Como es el caso de un brote con fluidos de ambiente amargo y corrosivo (H2S o CO2), don-de luego de efectuar el cierre del pozo, se de-berá analizar la situación y tomar la decisión a seguir, donde lo recomendable es regresar los fluidos contra formación (Bullheading) en lugar de sacarlo a la superficie, evitando así los consiguientes riesgos a las cuadrillas de trabajo e instalaciones del equipo.

6.2.1 Secuencia

1. Determinar las presiones de las tuberías con el pozo cerrado, TP y TR con su lími-te de cada una a la presión interna.

2. Tener los cálculos de volúmenes que se pretenda bombear. Elaborar una Hoja de Control de Brotes con su Cédula de tra-bajo contra el total de emboladas para desplazar los fluidos hasta el extremo de la tubería o la barrena.

3. Al iniciar la operación, la bomba debe superar la presión del pozo, la cual podrá ser mayor que la PCTP. A medida que la presión reducida de bombeo está inyec-tando contra formación, la lectura en el manómetro disminuirá conforme el flui-do de control se acerca a la formación.

4. Al llegar el fluido a la formación (por el tipo de brote H2S o CO2), causará una re-sistencia a la inyección contra formación, incrementando la presión de bombeo.

5. Cuantificar el total de emboladas y parar la bomba.

6.2.2 Descripción de los Eventos

• Deberá procurarse no rebasar la presión máxima permisible, cuidando los valores de la Hoja para el Control de Brotes y lectura en los manómetros.

• Si en los cálculos se previno un sobre des-plazamiento del fluido de control, se de-terminará inyectarlo en la misma etapa.

• Si el pozo aún registra presión, sucedió que el gas migró hacia arriba durante el bombeo contra formación o bien el fluido utilizado no tenía la densidad requeri-da, por lo que se evitará no fracturar la formación a la profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento y en los demás puntos del sistema de control.

• En operaciones de mantenimiento de pozos, el inyectar contra formación (Bu-llheading) puede tener limitaciones, en función al intervalo productor en ex-plotación y condiciones del yacimiento, cuando se pretenda aplicar este método. Podrá suceder que:

• Los fluidos que aporte el intervalo produc-tor sean demasiado viscosos, resultando que la operación se prolongue por bastan-te tiempo.

• Al aplicar el método por el interior de la tubería, es recomendable represionar el espacio anular de la TR para evitar una rotura por el exterior de la TP, por lo que deberá tenerse registrada las presiones internas a su límite de ruptura para no excederlas.

• El gas es un fluido más penetrable en relación al aceite y el agua salada. Por consiguiente, puede ser menos necesario fracturar si el brote es gas.

• El control contra formación es una téc-nica común en un escenario de per-foración. Cuando el pozo está perfo-rado horizontalmente, es altamente fracturado, si la formación la com

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ponen carbonatos simples. Este no es un método recomendado para un pozo per-forado verticalmente donde varias for-maciones están expuestas a lo largo de la longitud del pozo.

• En un escenario de reparación, un pozo vertical u horizontal donde haya un agu-jero revestido, la mayoría de las forma-ciones son separadas por las tuberías de revestimiento y hay más control respec-to a la formación donde se regresarán los fluidos del brote utilizando este método.

• El gas siempre causará problemas de mi-gración, siendo recomendable agregar al fluido de control viscosificantes que retarden este proceso durante la opera-ción de control.

• El yacimiento puede tener baja per-meabilidad y tal vez se requerirá exce-der la presión de fractura, sin llegar al límite de ocasionar una pérdida de cir-culación.

• Inyectar los fluidos contra formación (Bullheading) no está limitado a bom-bear por el espacio anular.

• Sin embargo, las fricciones por este es-pacio son considerablemente menores que por dentro de la tubería de perfo-ración. Esto permite una mayor disponi-bilidad en la presión de bombeo por el espacio anular, cuando se efectúa una operación contra formación. Los siguien-tes aspectos deberán ser considerados:• El brote puede estar arriba de una

zona muy débil del pozo.• El lodo podrá bombearse a un alto gas-

to, en el cual el gas migre hacia arriba.• Suficiente permeabilidad o fracturas in-

ducidas o naturales pueden presentarse al forzar contra formación los fluidos.• Si la permeabilidad presente es sufi-

ciente y no se desea incluir una frac-tura adicional, las presiones en super-

ficie no deberán excederse al tener en consideración las presiones de fractu-ra calculadas.

7. MÉTODO DE CONTROL DINÁMICO

Se aplica este método en casos especiales, cuando por alguna causa no se puede es-trangular la descarga de un pozo o contro-larlo por medio de otro pozo de alivio. El método utiliza las pérdidas de presión por fricción del espacio anular y la presión hi-drostática de un fluido de control, el cual es bombeado por la sarta de trabajo, per-mitiendo el desalojo de fluidos ligeros de la presión de formación.

La velocidad del fluido inyectado deberá ser suficiente para que la suma de las caídas de presión por fricción y la columna hidrostá-tica excedan la presión de formación. Esta velocidad debe sostenerse hasta que el flui-do de control de mayor densidad estático desplace al fluido de la formación.

Este método, antes de aplicarlo, involucra efectuar una serie de cálculos porque la presión de fondo es bastante difícil de pre-decir. Por lo que solamente personal con ex-periencia, altamente calificado, certificado y familiarizado con este método, deberá utilizarlo con las limitaciones de cada pozo que en particular se presenten.

8. CIRCULACIÓN INVERSA

Al efectuar un control de pozo con la técni-ca de Circulación Inversa, como su nombre lo indica, es lo opuesto a una circulación directa. La bomba es preparada para bom-bear por el interior del espacio anular de la TR y el retorno es a través de la tubería hacia el múltiple de estrangulación.

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Para su aplicación, los principios son los mis-mos a cualquier método de presión de fondo constante. Para este caso no se establecen ni presiones, ni régimen de circulación. Du-rante la operación se atiende el manómetro de la TR para controlar la presión de fondo del pozo. Al aumentar la bomba de lodos se determina estabilizar la presión de fondo y se establece una presión de circulación. Ahora la contrapresión se ejercerá por la tu-bería de perforación por medio del estran-gulador correspondiente.

Ventajas que tiene al efectuar una circula-ción inversa:

1. Es el camino más rápido y corto para cir-cular del fondo a la superficie.

2. El brote de un fluido se desalojará fuera del pozo de una manera segura.

3. De presentarse problemas, éste queda dentro de la tubería de mayor resistencia.

4. En operaciones de reparación del pozo; el fluido empacador confinado en el es-pacio anular es bastante denso y viscoso que sus características pueden controlar la formación, sin tener que recurrir a pre-parar grandes volúmenes en superficie.

5. En la operación de control, las pérdidas de presión por fricción son menores.

Las desventajas al utilizar una circulación inversa son:

1. En operación de perforación, algunas formaciones son débiles, es posible que no soporten la presión adicional. Para operaciones de reacondicionamiento, deberá determinarse el estado de la TR y sus condiciones, ya que al intentar al-tos regímenes de bombeo dan por conse-cuencia altas presiones.

2. Si la tubería contiene gas, se tendrán

trastornos para establecer y regir pará-metros de bombeo y de presión. Si exis-te gas en la TR, la presión de bombeo puede incrementarse.

3. Si el sistema circulatorio contiene den-sidades diferentes, causarán complica-ciones para determinar las presiones por ejercer.

4. No es recomendable utilizar esta técnica cuando se considere el riesgo de taponar con recortes, residuos u otros materia-les, las aberturas de circulación, los ori-ficios y las toberas de la barrena.

5. En la circulación, el gas llegará a la su-perficie demasiado rápido, que en una circulación directa; al tener la bomba operando a la velocidad deseada, por lo que debe tenerse el tiempo de”atraso” de la TP disponible.

Para mantener constante la presión en TR hasta desplazar el volumen completo de la tubería.

Utilizando esta técnica, puede haber com-plicaciones si la densidad del fluido no es la adecuada para controlar la formación. Deberá determinarse si será desplazada la tubería y el espacio anular y posteriormen-te se densificará o se utilizará el método de esperar y densificar. Si es un fluido em-pacador con elevada densidad, podrá pre-sentarse una pérdida de fluido o fractura de la formación. Debe prepararse y aplicar una Hoja de Control de Brotes con su Cédula de trabajo contra emboladas, con la finalidad de utilizarla como una guía.

Si la tubería está llena con gas de la forma-ción, mientras se circula el fluido de con-trol, no pueden calcularse con precisión las variaciones de las pérdidas depresión por fricción.

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En estas condiciones se puede calcular el incremento estimado en la tubería y este valor puede disminuirse en la presión del estrangulador.

9. OTROS MÉTODOS DECONTROL DE POZOS

9.1 Técnicas Alternas Utilizadaspara Controlar un Brote

9.1.1 Técnica de Desviación del Flujo

El control de un brote cerrando el pozo no deberá considerarse cuando sólo está ce-mentada una tubería de revestimiento su-perficial en una formación tal que transmita las presiones que se desarrollan durante la operación de control.

Si se presentara un descontrol subterráneo, la posibilidad de un riesgo superficial al-rededor de la tubería de revestimiento se incrementa en probabilidades; también se debe considerar que, generalmente, las for-maciones superficiales son zonas de presión normal y los volúmenes de gas son realmen-te pequeños; la mejor forma de mantener el control superficial es desviando el flujo del brote, en lugar de cerrar el pozo y gene-rar un descontrol subterráneo tal que llegue a la superficie por fuera de la tubería de revestimiento, para este fin se utilizará el desviador de flujo, descrito en el capítulo ocho del manual.

Cuando se utiliza este sistema, es posible controlar el pozo circulando lodo con la ve-locidad suficiente para vencer la aportación de fluidos. Esto dependerá de la densidad y la velocidad del flujo que pueda manejarse con seguridad.La velocidad de la bomba deberá ser tan alta

como lo permitan las limitaciones del equi-po; además, este bombeo deberá iniciarse de inmediato. Es aconsejable bombear lodo de una densidad tal que pueda soportar la formación expuesta. Si en algún momento se agota el lodo, se recomienda bombear agua para reducir el riesgo de incendio. Cuando el pozo es marino se utiliza agua de mar. Si los fluidos se desvían por un tiempo prolongado, es posible que la zona del brote se agote y que el agujero se derrumbe.

El preventor que se instala en este sistema es marca, Hydril tipo MSP - 500, y su presión de trabajo es de 500 lb/pg2 (35 kg/cm2), en áreas marinas y en áreas terrestres.

9.1.2 Ventajas

• Disminuye el riesgo de fracturamiento en la superficie expuesta debajo de la zapata de la tubería de revestimiento conductora.

• Transporta los fluidos del bote a una dis-tancia segura del pozo, sin suspender el bombeo, ya sea agua o fluido densificado (base agua).

• Permite perforar a la profundidad esta-blecida.

• Se desaloja el brote al derivarlo hacia la superficie evitando riesgos mayores.

9.1.3 Desventajas

• No se debe cerrar totalmente el pozo para evitar una pérdida de circulación y, por lo tanto un descontrol subterráneo, por su limitada presión máxima permisible.

• El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, el problema puede complicarse.

• Se manejarán grandes volúmenes de fluido invasor.

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• El volumen de fluido para cerrar el pre-ventor deberá consultarse de acuerdo a su tamaño, para verificar que se tiene capacidad de fluido acumulado.

10. TÉCNICA DEESTRANGULACIÓN LIMITADA

La técnica de estrangulación limitada como método de control, está apoyada en princi-pios básicos. Durante la operación del con-trol de un brote, si la presión en el espacio anular tiende a elevarse arriba de un valor jo predeterminado, el estrangulador nece-sitará ajustarse como sea necesario y con-trolar la presión a un valor igual o menor al valor establecido. También durante el cie-rre inicial, si la presión de cierre tendiera a incrementarse a un valor superior del fi-jado, inicie inmediatamente el bombeo y, con ello, el estrangulamiento será ajustado, controlando la presión a un valor inferior al determinado. Se entiende que la presión mínima necesaria en el estrangulador debe-rá ser suficiente para disminuir el continuo flujo al agujero, hasta que la presión hidros-tática necesaria para controlar el pozo pue-da ser alcanzada a través de la circulación de lodo con densidad adecuada.

10.1 Problemas Asociadoscon esta Técnica

En algún momento, durante la operación del control de un brote, si la presión superficial en la TR, necesaria para mantener una pre-sión de fondo constante igual a la presión de formación, es reducida en la medida que se evite exceder un valor máximo predetermi-nado, puede ocurrir una situación de desba-lance, permitiendo otro flujo en el espacio anular. Si esta situación de desbalance con-

tinúa, todo el espacio anular se llenará con lodo contaminado, lo que hará necesario una alta presión en la superficie, en caso de que el pozo se requiera controlar.

Otro de los problemas más peculiares aso-ciado con los brotes es la geometría del pozo.

Esto es, conforme se avanza en profundi-dad, el diámetro del agujero es menor. Por lo tanto, un pequeño brote en una geome-tría reducida del pozo necesitará un manejo de presiones más altas en superficie que el mismo brote en una geometría mayor, como se muestra en la figura siguiente.

Un brote en diámetros pequeños es poten-cialmente más peligroso que en diámetros mayores. Por lo que, un volumen pequeño en diámetro pequeño podría exceder la máxima presión manejable en superficie.

Figura 10Técnica de estrangulación limitada del cierre total.

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Presión en espacioanular restringida

abajo de la presiónde cierre necesaria

Lodo con densidad

Fluido invasor original

Lodo contaminado con fluído inasor

Flujo invasorcontinuo

Flujo continuopor cierre

incompleto

Presión de formación 743 kg/cm

Presión en espacioanular restringida

abajo de la presiónde cierre necesaria

Lodo con densidad

Fluido invasor original

Lodo contaminado con fluído inasor

Flujo invasorcontinuo

Flujo continuopor cierre

incompleto

Presión de formación 743 kg/cm

Figura 12Efectos de las presiones en diámetros

diferentes.Figura 11


El tipo de fluido invasor afecta la técnica de estrangulador reducido, ya que las caracte-rísticas físicas de este fluido, por sí solos, son causa del grado de contaminación del lodo. Entre de estas características está la capacidad de expansión, el gasto de entra-da y la densidad.

Los efectos de la contaminación del lodo re-percuten en las caídas de presión por fric-ción que se debe para mover el fluido fuera del espacio anular.

Las pérdidas por fricción incrementan el to-tal de las presiones aplicadas a la forma-ción, reduciendo la presión que se necesita en la superficie para balancear las presio-nes de formación. Pero cuando la presión en la tubería de revestimiento es reducida

por debajo de la requerida (como en el caso cuando existe una restricción de presión en superficie), se presenta un flujo adicio-nal que contamina el fluido de perforación. Este fluido contaminado normalmente ge-nera más pérdidas de presión por fricción que el lodo sin contaminar. Por lo tanto, si el fluido invasor contaminara todo el siste-ma, las caídas por fricción se incrementa-rían de tal forma que sería difícil mantener una baja presión en la superficie.

Con las mismas condiciones de presión y permeabilidad, el agua salada y el aceite entran al pozo a menor gasto que el gas. Por lo tanto, la detección de un brote de agua salada o aceite en la observación de flujo deberá ser con un volumen mínimo in-crementado en presas.

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10.2 Método Aplicado

El método de control original aplicado de-terminará en cierto grado el aumento de la presión anular necesaria para controlar el pozo. Las dos variaciones del método gene-ral de presión de fondo constante son: el del Perforador (dos ciclos) y el densificar y espe-rar; este último enunciado, usando lodo con densidad de control sin margen de seguridad es el más seguro, ya que se manejan bajos esfuerzos en el fondo y se necesita menos presión en el espacio anular. Por lo que se recomienda el uso de este método alternado con el estrangulador limitado, aunque tiene ciertas complicaciones, como son:

• Las presiones de cierre no pueden leer-se y, consecuentemente, la densidad de control no podrá ser calculada.

• El flujo invasor continuará.

Como resultado de estas complicaciones, en la técnica de estrangulación limitada el comportamiento del fenómeno no puede predecirse.

El procedimiento para la aplicación del mé-todo es el siguiente:

1. Abra el estrangulador.2. Inicie el bombeo tan rápido como sea

posible, teniendo la seguridad de poder ajustar el estrangulador cuando se re-quiera. Posiblemente no pueda bombear el gasto de circulación; un gasto razona-ble puede ser de 10 bl/min.

3. Establezca inmediatamente una proporción de mezclado de dos sacos de barita por mi-nuto sin exceder esta cantidad cuando no se tiene la suficiente cantidad de agentes sustentantes). Si no es posible lo anterior, utilice el lodo pesado de tanques.

4. Ajustando el estrangulador, asegure que

la presión que se maneja en el espacio anular no exceda la máxima permisible. Si con el estrangulador ajustable no se pue-de mantener una presión inferior a la per-misible, ábralo completamente hasta el momento en que se abata dicha presión.

5. Pase el flujo del lodo a través del desga-sificador y recupere tanto lodo como sea posible.

6. Circule para completar un ciclo, tenien-do siempre precaución de mantener por debajo de la presión máxima permisible que se registre en la tubería de reves-timiento. Durante este evento, mezcle barita si es posible.

7. Antes de que se complete un ciclo de cir-culación, PARE la bomba y permita que la presión de fricción se disipe a través del estrangulador. Intente cerrar el pozo permitiendo que se estabilicen las pre-siones fijando los límites. Si la presión no se estabiliza dentro de los límites, repita el procedimiento previo. Se pueden re-querir varios ciclos de circulación para completar el control.

8. Si el pozo puede cerrarse con seguridad con la presión de cierre debajo del lími-te (de esta manera) proceda con el Mé-todo del Perforador.

11. MÉTODO VOLUMÉTRICO

Si por alguna razón la circulación en el pozo no puede ser establecida para desplazar el gas a la superficie, será necesario contro-lar su migración (por diferencia de densida-des), así como la expansión.

El método volumétrico se puede aplicar en las siguientes situaciones:

1. Cuando no hay tubería dentro del pozo y no se puede hacer STRIPPING

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2. En caso de que la tubería esté tapada3. En el momento en que la densidad de con-

trol es inalcanzable a la profundidad de la tubería y no se puede hacer STRIPPING

4. En caso de que no se pueda establecer circulación.

Conviene señalar que el método volumé-trico sólo se lleva a cabo cuando el fluido invasor es gas y el fluido de perforación es base agua.

Las operaciones normales de control podrán continuarse una vez desalojado el gas, ya que mientras se soluciona el problema que impide la circulación, no habrá el peligro que involucre el represionamiento del pozo.Permitir la migración de gas bajo control, es una técnica que sólo se debe emplear en caso de emergencia. La descripción de este fluido se encuentra en otro capítulo del manual.

Una expansión excesiva del gas reducirá la presión en el fondo del pozo y permitirá la entrada de más gas; una pequeña expansión causará un incremento de presión que posi-blemente creará una pérdida por fractura-miento debajo de la zapata.

En estas condiciones, la presión en la tube-ría de perforación es monitoreada mante-niéndola entre 50 y 100 lb/pg2 arriba de la presión original de cierre (PCTR), purgando lodo del espacio anular para que esta pre-sión se balancee.

La presión registrada en el espacio anular se incrementará cuando el lodo sea purgado del mismo, en tanto que la presión en la tu-bería de perforación debe monitorearse en-tre los límites prefijados, para no permitir la entrada de más gas. Para ese propósito es necesario un manómetro de presión de rango adecuado.

Este procedimiento puede continuarse has-ta que el gas llegue a la superficie. El gas que se purga necesita ser sustituido por un fluido (lodo). De esta manera, prácticamen-te resulta que la primera parte del Método del Perforador se ha llevado a cabo.La aplicación de esta técnica es recomen-dada cuando se tengan las siguientes situa-ciones:• Las bombas del equipo se encuentran

fuera de servicio y no se cuenta con la unidad de alta presión.

• La tubería de perforación está fuera del pozo y los arietes ciegos se encuentran cerrados.

• La tubería de perforación está arriba del fondo, de tal manera que la densidad equivalente para controlar la presión de formación a esa profundidad no se pue-de conseguir.

• La tubería de perforación o la barrena está tapada.

Para calcular el volumen que deberá pur-garse mientras el gas migra hacia la super-ficie, se utiliza el siguiente procedimiento de control:• Registre la presión de cierre en la tube-

ría de revestimiento (PCTR).

Gas en la superficie(Presión anular)

Presion en TP

PCTP

Presión estaática enel fondo del pozo

Purga del lodoen espacio anular

Tiempo

Tiempo

Figura 13Migración del gas método volumétrico

condiciones estáticas.

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• Permita un aumento de 7 kg/cm2 (100 lb/pg2) por encima de la PCTR; ( PCTR = PCTR + 7 kg/cm2).

• Permita un incremento de 3.5 kg/cm2 (50 lb/pg2) por encima de la PCTR ante-rior; PCTR2 = PCTR1 + 3.5 kg/cm2.

• Purgue una determinada cantidad de lodo que genere una presión hidrostáti-ca igual al incremento seleccionado en el paso anterior (3.5 kg/cm2).

• Permita un incremento de 3.5 kg/cm2 por encima de la PCTR anterior y purgue hasta que el gas llegue a la superficie.

• Descargue un volumen equivalente de 3.5 kg/cm2 de gas al quemador.

• Bombee un volumen de lodo original para generar 3.5 kg/cm2 de presión hidrostáti-ca y repetir hasta que salga el gas.

El sangrado del pozo se efectuará con tal rapidez para permitir que la presión en la TR se mantenga constante. La cantidad de lodo purgado dependerá del factor de capa-cidad del pozo y de la densidad del lodo, así como del incremento de presión seleccio-nado (3.5 kg/cm2). Esta cantidad se calcula con la siguiente ecuación:

V =

Donde:

V = Volumen de lodo que debe purgarse (lt)FCA = Factor de capacidad del agujero en donde está localizado el brote ( lt/m)RP = Densidad de lodo a purgar (gr/cm3)

El aumento inicial de 7 kg/cm2 (100 lb/pg2) es un factor de seguridad, el cual permiti-rá que la presión se incremente (en 3.5 kg/ cm2 adicionales) para después purgar el vo-lumen calculado. Esta purga debe hacerse lo más rápido posible para que la presión en la tubería de revestimiento permanez-

ca constante. El volumen de lodo sangrado deberá desviarse a un tanque donde se pue-dan hacer mediciones precisas (tanque de viajes).

Después que se haya purgado el volumen calculado, que la presión en la tubería de revestimiento aumente 3.5 kg/cm2 nueva-mente, antes de sangrar otro volumen igual al calculado. Este procedimiento deberá re-petirse hasta que el gas del brote llegue a la superficie, siendo cada ocasión más fre-cuente. Una vez que lo anterior ocurra, se podrá cerrar el pozo y la presión no se in-crementará.

12. TÉCNICAS CUANDO SE PRESENTAUN DESCONTROL SUBTERRÁNEO

Cuando ocurre un descontrol subterráneo, los fluidos se conducen de una formación a otra. La zona receptora debe ser un in-tervalo poroso y permeable (una formación fracturada o una debilitada expuesta por la rotura de la tubería de revestimiento).

35.2 x FCARP

Lodo

La zona de fractura o perdidageneralmente se localizaen la zapata de la TR

La zona de flujo normalmenteestá localizada en el fondo del pozo

Figura 14 Zonas de flujo y de fractura en un descontrol.

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La dirección de flujo en un descontrol es im-portante para poder establecer el procedi-miento de control. La causa que lo provocó puede dar la pauta para determinar la di-rección, ya que la mayoría de los descon-troles subterráneos ocurren después de que los preventores se han cerrado. Cuando se presenta un brote durante la perforación, el flujo será normalmente del fondo del pozo a una zona superior.

Esto se basa en dos suposiciones:

a. La zona superior será fracturada más fá-cilmente que la zona inferior.

b. La zona que aportó el brote inicial, será la fuente única del flujo de fluidos.

El flujo puede ser directo de una zona su-perior a una inferior, si la pérdida de cir-culación (o la zona ladrona) está cerca o en el fondo del pozo. Esto ocurre normal-mente cuando la barrena encuentra la zona de pérdida durante la perforación. Cuando esta zona es encontrada, el nivel del lodo en el pozo se abate y la presión hidrostática no es suficiente para controlar la presión de formación de la zona superior.

12.1 Indicadores de unDescontrol Subterráneo

Uno de los indicadores primarios es un in-cremento inicial en las presiones de la tu-bería de perforación y de revestimiento con una subsecuente reducción. Cuando el brote es detectado y los preventores se cie-rran, la presión en la superficie comienza a incrementarse hasta balancear la presión de fondo. Si la presión en el espacio anular genera densidades de lodo equivalentes a la presión de fractura, esta última será al-canzada, lo cual aliviará las presiones en el pozo y las reducirá en el espacio anular.

Las presiones fluctuantes o inestables in-dican un descontrol subterráneo y pueden resultar de un fluido inestable (de una o va-rias formaciones) o de una formación frac-turada, la cual cierra o abre de acuerdo al cambio de presiones en el intervalo. Así, las presiones de la tuberías de perforación y derevestimiento pueden fluctuar uniforme o independientemente una de otra.

Si la formación se cierra o se crea un puente alrededor de la tubería de perforación, la presión en la tubería de revestimiento pue-de estabilizarse y la presión en la tubería de perforación continuará cambiando.

La presión en la tubería de perforación pue-de ser tan alta como en la tubería de re-vestimiento en un descontrol subterráneo; usualmente esto es el resultado de que flui-dos de la formación (particularmente gas) entren en la tubería de perforación al mo-mento que el descontrol se ha iniciado.

Lo contrario de las altas presiones pue-de ocurrir en algunos casos. Si el lodo sale fuera de la tubería de perforación, se observarán reducciones en la presión de la tubería de perforación (y en algunos

Lodo

Zona de Flujo

Zona de perdida de circulación

El flujo originalmenteserá en esta dirección

pero también puedeocurrir la MIG

Ración de flujos

Figura 15Efecto al encontrar una zona de

perdida de circulación.

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casos será cero) si no entran otros fluidos a la tubería.

En la mayoría de los casos de descontrol subterráneo, la comunicación entre el es-pacio anular y la tubería de perforación será mínima o nula.

La falta de comunicación entre estos dos puntos es debido a la pérdida total de cir-culación en el pozo.

12.2 Recomendación para Solucionarun Descontrol Subterráneo

En la mayoría de los casos de descontroles subterráneos, no existe un procedimiento de trabajo para su control; sin embargo, en este tipo de descontrol y en algunas situa-ciones específicas, para que la recomenda-ción sea más efectiva se requiere de los si-guientes conocimientos :

• La causa del descontrol subterráneo.• La localización de la zona ladrona.• Ubicación de la zona de flujo.• Presión de formación.• Limitaciones en las recomendaciones

propuestas.

Las recomendaciones más comunes en si-tuaciones de descontrol subterráneo son:

a) Bache de lodo.b) Tapón de barita.

12.3 Bache de Lodo

La situación más común es cuando un des-control subterráneo ocurre en una zona profunda y sólo hay una tubería de revesti-miento superficial asentada. En este caso, una gran longitud de formación expuesta está sometida a una densidad equivalente alta de lodo, dando como resultado posibles fracturas.

La recomendación más exitosa para este tipo de descontroles es colocar un bache de lodo pesado en el pozo, debajo de la zona de pérdida.

El objetivo de esto es generar una mayor presión en el agujero con la presión hidros-tática del lodo pesado y el de baja densi-dad. La combinación requerirá una presión menor en la tubería de revestimiento para balancear la presión de formación. A pesar de que el bache pesado usualmente tiene una densidad mayor que el equivalente al gradiente de fractura en la zapata, no pre-sentará un problema de pérdida de circula-ción, siempre y cuando el lodo no sea circu-lado arriba de este punto.

Después de que el descontrol ha sido aten-dido, se deberán tomar varias acciones para restablecer las condiciones para perforar. La zona fracturada deberá ser cementada para resolver el problema de pérdida de circula-ción.

El lodo original en el espacio anular debe acondicionarse a una densidad suficien-te para controlar la presión de formación; pero también se tiene que evitar exceder el gradiente de fractura de las formaciones expuestas. El lodo pesado usado para con-trolar el pozo, debe circularse por etapas para evitar volver a fracturar la zona de pérdida.

12.4 Tapón de Barita

Este es otro procedimiento usado para con-trolar un descontrol subterráneo. Este tapón está diseñado para que se forme un puente de barita en el agujero, el cual debe sellar el descontrol y permitir que un lodo pesado sea circulado arriba de dicho tapón. La técnica no está basada en el control de pozo a través de un incremento de presión hidrostática (como

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l. El pozo estácontrolado por la zona fracturadaexpuesta y el espacio anularcontiene lodos

con severas densidades

II. La zona defractras es

cementada y probada

III. El lodo de 1.50 gr/cm3es el elegido comodensidad de controldespués se inicia

el desplazamientopor etapas

IV. El lodo de1.50 gr/cm3 es

desplazadoV. E l lodo de1.80 gr/cm3

remanente escirculado fuera

del pozo

Fractura Contaminada

Presión del Fondo 1.46 gr/cm densidad equivalente

Figura 16Secuencia requerida en una situación de descontrol subterraneo.


si se usara un procedimiento con lodo pesado), sino más bien un puente efectivo. Además de los procedimientos descritos, existen otros que se utilizan de acuerdo a la situación específica.

13. LOCALIZACIÓN DE LAZONA DE FRACTURA

La decisión de un procedimiento de control depende de la zona ladrona. La importancia de lo anterior reside en poder calcular volú-menes y densidades de los fluidos de control y la posición a la cual deben ser colocados. Para tal propósito se usan los procedimien-tos y técnicas conocidas.

La historia del pozo puede suministrar la información necesaria para localizar esta zona. También las condiciones en que ocu-rrió el descontrol pueden indicar si la zona está cercana al fondo o a la zapata de la tubería de revestimiento.

La herramienta comúnmente utilizada para definir el intervalo es el registro de tempe-ratura. Esta herramienta detecta el calor del fluido de la siguiente forma: LA TEMPERATU-RA IRA EN AUMENTO CONSTANTE A MAYOR PROFUNDIDAD Y EN EL INTERVALO DE PÉRDI-DA SE REDUCIRÁ NOTABLEMENTE. En algunos casos, los cambios de temperatura han sido reportados como un efecto de enfriamiento, supuestamente por la expansión del gas.

Para detectar la zona de pérdida, en algunas ocasiones se utiliza un TRAZADOR RADIOAC-TIVO; esto es, se bombea material radioac-tivo y, posteriormente, se corre un registro que, por lo general, es rayos gamma, el cual determina las zonas de altas concentracio-nes radioactivas.

Otra herramienta es el REGISTRO DE RUI-DOS. La sensibilidad de esta herramienta permite detectar los sonidos creados por el movimiento de fluidos.

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14. SOLUCIÓN DE PROBLEMASDURANTE EL CONTROL

Es común que, durante el procedimiento de control, surjan problemas que puedan con-fundir el fenómeno que se ataca y, conse-cuentemente, tomar medidas correctivas que tendrán repercusiones en el buen con-trol de un brote.

Los problemas que se suscitan pueden ser de índole mecánico o inherentes al pozo. Obviamente, en la guía que se presenta a continuación no se consideran problemas particulares, ya que cada pozo se compor-ta de una forma distinta, pero sí se dan las pautas a seguir, y éstas son: IMPORTANTE:

SI LAS PRESIONES EN TP Y TR NO RESPON-DEN A LA VARIACIÓN DEL ESTRANGULADOR, SE DEBERÁ CHECAR TODAS LAS CONEXIO-NES SUPERFICIALES DE CONTROL, YA QUE

POSIBLEMENTE SE ESTÉ PRESENTANDO UNA PÉRDIDA DE FLUIDO DE CONTROL.

La mejor regla a emplear es:CUANDO TENGA DUDAS, PARE LAS BOMBAS Y CIERRE EL POZO. ANALICE EL PROBLEMA.

Si observa esta regla, muchas de las fallas en el control del pozo pueden evitarse. De manera complementaria, en las tablas se describen algunos otros problemas, las ac-ciones por tomar y las soluciones.

15. RAZONES ESPECÍFICASPARA SELECCIONAR UNMÉTODO DE CONTROL

Se tiene que tomar en consideración la eta-pa de control en que se encuentra el pro-blema y, con base en ello, se definirá el mé-todo de control por emplear.

Figura 16Registro de temperatura

localizando zona de perdida.

Localizacióndel equipo o

accesorioProblema Características

manifestación

La bomba Se observa una presión de bom-beo oscilante y la flecha brinca

Ruidos en la sección mecáni-ca de la bomba

La barrena o alguna de las toberas

Se encuentran tapadas

La presión en laTP se incremen-ta bruscamente

El múltiple de estrangulación o el estrangulador

Están tapados La presión en TP y TR se incremen-ta bruscamente

La tubería Existe fuga La presión en TP tiende a abatirse

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15.1 Control Primario

En esta etapa, el control se establece sólo con la presión hidrostática ejercida por flui-do de perforación y, si es la adecuada, se evitará el brote.

15.2 Control Secundario

En esta etapa el control se establece con la presión hidrostática del fluido de perfora-ción y la presión ejercida desde la superfi-cie, tratando de evitar el fracturamiento de la formación, dañar la TR y las conexiones superficiales de control. El control primario deberá restablecerse rápidamente. Los ca-sos en que se presenta esta etapa son:• BROTES POR DESBALANCE.- Son causa-

dos por incremento de presión de la for-mación y por no contar con la densidad suficiente del fluido de perforación. El desbalance, por lo general, no debe re-basar un valor de densidad equivalente de 0.06 gr/cm3. Para este tipo de brote, se tendrá que utilizar el Método de Den-sificar y Esperar.

• BROTES INDUCIDOS.- Son causados por reducción de presión hidrostática (gas de corte, pérdida de circulación, den-sidad inapropiada, falta de llenado co-rrecto, efecto de sondeo, etc.) Si la TP se encuentra fuera del fondo y no se puede introducir tubería, entonces se debe circular con densidades de control. Es muy importante evaluar el pozo para tomar esta decisión; cualquier volumen adicional que entre complicará el con-trol y aumentará los riesgos; por ello de-berá considerarse la posibilidad de bajar la tubería a presión para intentar el con-trol con una densidad menor.

15.3 Observación

Si en una zona de presión anormal se pre-senta:

• Un brote al estar perforando, entonces es por desbalance

• Un brote al estar circulando, entonces es inducido.

15.4 Control Terciario

Cuando se pierde el control secundario, ge-neralmente por mala planeación, se presen-ta un descontrol de pozo, pudiendo ser:

• SUPERFICIAL• O SUBTERRÁNEO

Para restablecer el control primario, se re-quiere implementar técnicas y equipo espe-ciales; además, para seleccionar el método a utilizar, el responsable del pozo debe to-mar en cuenta las siguientes variables, mis-mas que afectan el empleo de cada método:

• Profundidad de asentamiento de la za-pata de la TR con relación a la profundi-dad total del pozo (mínimo deberá estar entubado a 1/3 de la longitud del pozo).

• Máxima presión permisible en el espacio anular.

• Disponibilidad de barita en la localización (en pozos exploratorios, se debe tener como mínimo un volumen tal que se pue-da incrementar la densidad del lodo en un equivalente a 0.12 gr/cm3), así como capacidad en el equipo para su manejo.

• Magnitud y naturaleza del brote.• Tiempo mínimo requerido para circular

el brote fuera del pozo.• Posibles zonas de pérdidas de circulación• Posición de la tubería o la barrena al mo-

mento del brote.

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16. MÉTODOS INCORRECTOSPARA CONTROLAR UN POZO

• Los métodos incorrectos para tratar de controlar un pozo son:

• Levantar la barrena a la zapata al detec-tar un brote.

• Nivel de presas constante.• Empleo de densidad excesiva.• Mantener constante la presión en TR.• Regresar fluidos a la formación.

16.1 Levantar la Barrena a LaZapata al Detectar un Brote

Una práctica errónea debido a la posibilidad de atrapamiento de la sarta en agujero des-cubierto, al detectar un brote, es tratar de levantar la barrena a la zapata. Esta opera-ción implica el uso de densidades más altas en el fluido de perforación para controlar la presión de formación, mayores esfuerzos aplicados en la zapata, entrará fluido adi-cional al pozo por efecto de sondeo y por-que no se ejerce la contrapresión requerida para restablecer el control secundario.

16. 2 Nivel de Presas Constante

Un breve examen puede conducir a una per-sona a concluir que, manteniendo el nivel de presas constante al circular un brote con ayuda del estrangulador, se evitará la en-trada adicional de fluidos. Esto es correcto siempre y cuando el brote sea de líquidos (fluidos incomprensible). Si el brote fuera de gas o de algún fluido que contenga gas, la consecuencia de usar este método sería cir-cular el gas sin permitirle que se expansione.

El efecto sería el mismo que permitir la mi-gración de la burbuja de gas sin dejarla ex-pansionar (incremento por la velocidad de bombeo) y, como ya se explicó, esto provo-

caría aumento de presión en todos los pun-tos del pozo, lo cual no es conveniente.

IMPORTANTE: COMO ES IMPOSIBLE DETER-MINAR CON PRECISIÓN EL TIPO DE FLUIDOS PRESENTES EN UN BROTE, ESTE MÉTODO

NUNCA DEBE EMPLEARSE.

16. 3 Empleo de Densidad Excesiva

Debe evitarse controlar un pozo mediante un lodo de densidad mayor de la necesa-ria. Un lodo con exceso de densidad puede causar pérdida DE CIRCULACIÓN E INICIAR UN DESCONTROL SUBTERRÁNEO o, cuando menos, incrementa los esfuerzos por pre-sión ejercidos en la zapata, en la formación expuesta y en las conexiones superficiales.

16. 4 Mantener Constante la Presión en TR

Otro método de control que algunas perso-nas utilizan consiste en mantener constante la presión en el espacio anular a medida que se bombea lodo de control. Si el pozo tiene un factor de volumen anular constante (en la sección que ocupan los fluidos invasores) mientras se bombea fluido de control y si los fluidos son incomprensibles, este méto-do y el del ¨Ingeniero¨ son equivalentes. Si el factor de volumen no es constante, como generalmente ocurre, la altura de la colum-na de fluidos invasores cambiará de acuerdo con el factor de volumen y esto causará VA-RIACIONES EN LA PRESIÓN DE FONDO.

Si el fluido invasor es gas, debe permitír-sele que se expanda adecuadamente y bajo control al circularlo hacia fuera. El hecho de mantener la presión en TR cons-tante permitirá que el gas se expanda con mayor rapidez que la necesaria. Esto sa-cará del pozo más lodo, lo que creará dis-minución en la presión hidrostática y a su vez permitirá la entrada de más fluidos

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de la formación. Los efectos mencionados pueden pasar desapercibidos durante un tiempo, debido a que, mientras el brote está en la parte inferior del pozo, hay pe-queñas variaciones en la sección transversal del espacio anular y el gas se expande lenta-mente. Esto ocurre cuando el gas está cerca de la superficie y sufre expansión súbita, lo que se reflejaría como una sobrepresión en el espacio anular.

16.5 Regresar Fluidos a la Formación

Es común intentar regresar fluidos a la for-mación cuando se presenta un brote, evitan-do la necesidad de implementar un procedi-miento de control adecuado. Esta situación implica que la FORMACIÓN SEA FRACTURA-DA antes que el bombeo pueda realizarse, y lo más probable es que el fluido invasor no entre en la zona que originalmente lo apor-tó, a no ser que el fluido circulado sea agua limpia, ya que al utilizar lodo, los canales porosos de la formación son obturados con material densificante. Al no permitir la ad-misión del fluido invasor, las presiones ma-nejadas para inyectar la burbuja abrirían otros intervalos con un gradiente de fractu-ra mayor al de la formación aportada, con el consecuente riesgo de romper el sello en la zapata de TR.

Sin embargo, existe una situación limitante, la cual se presenta cuando ocurre un brote que contenga ácido sulfhídrico. Es preferi-ble la inyección a la formación que circular-lo a la superficie; sobre todo cuando no se han implementado los planes de emergen-cia para este tipo de contingencia.

17. CONCEPTO DE BARRERAS

Al desarrollar distintas operaciones en las áreas de reparar, terminar e inclusive per-forar un pozo, deben tener en cuenta los riesgos a los cuales se expone el personal, el equipo o plataforma marina. Estos ries-gos se tornarán peligrosos si no se toman las medidas de seguridad.

17.1 Barreras

Se consideran BARRERAS a todos los siste-mas mecánicos y condiciones del pozo que previenen su flujo. Así un tapón de cemen-to probado con presión diferencial una TR cementada probada y sin disparos abiertos, fungen como barreras.

Se clasifican en:

• 1 a. BARRERAS POSITIVAS• NO REPRESENTAN RIESGO

• 2 a. BARRERAS CONDICIONALES• REPRESENTAN UN RIESGO MENOR

Esta segunda sucede cuando, por ejemplo, se tenga una TR cementada, sin disparos, pero sin una prueba con presión diferencial, cuando la columna hidrostática del fluido de control únicamente equilibra la presión de formación; o, en todos los casos de in-certidumbre o con susceptibilidad de falla mecánica, como sucede con los arietes de los preventores.

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Pre-sión

en TP

Presión enesp.

anularAcción por

tomar Resultado Problemas Solución

I n c r e -mento

Incremen-to igual o mayor al de la TP

Verificar el gasto de la bomba

La veloci-dad de la bomba es demasiado rápida

La presión de circulación es demasiado alta y la velocidad de la bomba, superior a lo planeado.

Disminuya la velocidad de la bomba a lo planeado. Si la presión se abate a lo calcula-do, es indicio que todo está bien; si no, continué la guía.

Incremente el diámetro del estran-gulador

La presión en TP y TR, se abatirá.

El diámetro del estran-gulador es demasiado pequeño.

Si la presión disminuye cuando el estrangulador se abra todo, esta bien; si no, continúe la guía.

Abra el es-trangulador a toda su capacidad


El diámetro del estran-gulador es demasiado pequeño o se estaba tapando.

Si las presiones disminuyen, todo está bien; si no, continúe la guía.

Pare la bomba


El árbol de estrangula-ción comenzó a taparse.

Desvíe a una línea de estran-gulación alterna y limpie la sección del árbol taponada. Si la presión no disminuye, continúe la guía.

Cierre elpozo.

Las presio-nes per-manecen arriba.

El árbol de estrangula-ción está tapado.

Desvíe a una línea de es-trangulación alterna. Si las presiones disminuyen, regrese al control del pozo; si no, continúe la guía.

El árbol de estrangula-ción está tapado en o antes de la “T”

Cierre la válvula maestra de la línea de matar, libere la presión del árbol y proceda a limpiarlo.

Incremen-to a TC no muy alto

Revise el gasto de la bomba

La veloci-dad de la bomba es alta.


Disminuya la velocidad de la bomba a lo planeado. Si la presión se abate a lo calcu-lado, todo está bien; si no, continúe la guía.

Incremente el diámetro del estran-gulador.

La presión en TP y TR, se abati-rán.

El diámetro del estran-gulador es demasiado pequeño.

Si la presión disminuye cuando el estrangulador se abra todo, esta bien; si no, continúe la guía.

La presión en TR dismi-nuye, pero la de TP sigue igual.

Espere y observe. Si es menos de 2 minutos y no se abate la presión en TP, quizá la respuesta del estrangulador no lle-ga a la TP de inmediato.

Con cortes grandes se deberá permitir más tiempo. Si la presión no se abate, continúe la guía.

Tabla 1Problemas y soluciones.

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Presiónen TP

Presión enesp.

anularAcción por


Incremento Incrementono muy alto.

Incre-menta el diámetro del estran-gulador.

La presión en TP no disminuye.

Se formó un anillo en la barrena o está cerca del empacamiento.

Levante o mueva la tubería. Si la presión en la TP disminuye, todo está bien; si no, continúe la guía.

Toberas tapadas Restaure la presión en TR al valor que tenía antes que ocurriera el problema. Regis-tre la presión de TP como la nueva presión de circulación o: Para el bombeo, cierre el pozo y purgue la presión en TP, permitiendo que la presión en TR permanezca constante hasta....

Incremen-to (cambiodrástico).

No cambia Verifique el gasto de la bomba

La veloci-dad de la bomba es demasiado rápida.


Disminuya la velocidad de la bomba a lo planeado. Si la presión se abate a lo calcu-lado, es indicio de que todo está bien; si no, continúe la guía.

Incre-mente el diámetro del estran-gulador.

La presión que se ob-tiene en la TR es muy baja antes que la pre-sión en TP disminuya.

Se formó un anillo en la barrena o está cerca del empacamiento.

Levante o mueva la tubería. Si la presionen la TP disminuye, todo está bien; si no, continúe la guía.

Barrena tapada Tome la nueva presión en TP como una presión de circula-ción constante 0: Para el bom-beo, cierre el pozo y purgue la presión en TP, permitiendo que la presión permanezca constante de circulación.

Abra el estrangu-lador.

La presión en TP no disminuye.

Barrena tapada Para el bombeo y cierre el pozo; dispare o desprenda la barrena.

Tabla 2Problemas y soluciones. Continuación.

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Presiónen TP

Presión enesp.

anularAcción por


Nocambia.

Se abate ono cambia.

Aumente o disminuya el diámetro del estran-gulador.

Las presiones al parecer no responden al movimiento del estrangu-lador.

Pérdida de circula-ción, mala cementa-ción o hay una rotura en la TR. Verifique el nivel en presa.

Seleccione un nuevo gasto de circulación menor; adicione ma-terial obturante al lodo; coloque tapón de barita.

Se abate. Se abate.Verifique el gasto de la bomba.

El gasto de la bomba es demasiado bajo.

La presión de circu-lación es demasiado alta porque la velo-cidad de la bomba está por debajo de lo planeado.

Incrementa el gasto de la bomba al gasto planeado. Si las presio-nes se incrementan, todo está bien; si no, continúe la guía.

Disminuya el diámetro del estran-gulador.

La presiónen TP y TR seincrementa.

El diámetro del estrangulador es demasiado grande.

Si las presiones aumentan al disminuir el diámetro del estran-gulador, todo está bien; si no, continúe la guía.

La presiónen TP y TR seincrementa.

Pérdida de circula-ción, mala cementa-ción o hay una rotura en la TR. Verifique el nivel de presas.

Vea el caso “Presiónen TP no cambia”.

Se abate No cambia

Cheque el gasto de la bomba.

El gasto de labomba es demasiadobajo.

La presión de circu-lación es demasiado alta porque la velo-cidad de la bomba está por debajo de lo planeado.

Incremente el gasto de la bomba al gasto planeado. Si las presio-nes se incrementan todo está bien; si no, continúe la guía.

Disminuya el diámetro del estran-gulador.

Las presiones se incremen-tan.

El diámetro del estrangulador es demasiado grande.

Si las presiones aumentan al disminuir el diámetro del estran-gulador, todo está bien; si no, continúe la guía.

Las presiones se incremen-tan, pero la flecha brincay la presión en TP oscila.

Problemas con la bomba. Cambie la bomba o repárela.

Continúe disminu-yendo el diámetro del estran-gulador.

La presión enTP permanece igual y la pre-sión en TR se incrementa.

Hay un orificio o ruptura en la TP.

Pare la bomba, cierre el pozo. Tendrá que sacar la TP a presión para sustituir la junta o tramo dañado.

Cheque el gasto de la bomba.

La presión en TP yTR, se incrementa.

Se lavó alguna junta en la TP o en la barrena.

Considere el caso anterior.

Tabla 3Problemas y soluciones

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Pozos de aceite con presión menor de

5,000 lb/pg ²

Pozos de aceite sinpresión

FLUIDOS DE POZO PRESIONESESPERADAS EN EL

POZO

EQUIPO DISPONIBLE CONDICIÓN DELOCALIZACIÓN

SITUACIÓNOPERATIVA

PARTICULAR

TIPO DEINTERVENCIÓN

ESTADOMECÁNICO DEL

POZO

• Dos barreras positivas intactas

• Una barrera positiva y una condicional intacta

• Tres barreras condicio-nales intactas

Pozos de gas con pre-sión Menor de3,000 lb/pg²

Pozos de gas o gas con presión menor

de 3,000 lb/pg2 y con equipo snubbing.

Todos los sistemas mecánicos y condicionalesdel pozo que previenen su FLujo

Asegurar que la operación enel pozo no presente riesgo

Son las que aseguran laoperación, pero no totalmente

BARRERAS

POSITIVAS CONDICIONALES


17.2 Análisis Operativo y Aplicaciones

El siguiente análisis está referido a cada operación en particular que se presenta durante la intervención a un pozo. Deberá hacerse en cada actividad señalando las ba-rreras operativas que puedan considerarse.

17.3 Análisis Operativo

17.5 Aplicación de Barreras

Incluir una barrera adicional cuando se ten-ga presiones mayores.

Incluir una barrera adicional en los siguien-tes casos:

• Presencia de H2S o CO2• Localización marina o lejana• Localización de alto riesgo

17.6 Barreras Positivas y Condicionales

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17.7 Barreras Positivas

1. Presión de fondo insuficiente para que el pozo fluya.

2. TR cementada, sin perforar y probada con presión diferencial negativa.

3. TR con disparos cementados y probados con presión diferencial negativa.

4. Tapón de cemento arriba de los disparos probados.

5. Tapón mecánico arriba de los disparos probados.

6. Fluido de control con densidad de tra-bajo.

7. a. Arietes ciegos (de corte), probados.b. Arietes ciegos (sin obstrucción), pro-bados.c. Preventor esférico (sin obstrucción), probado.

8. Válvula maestra del árbol no obstruida.9. Válvula lateral del árbol y estrangu-

lador no obstruidos.10. Lubricador de cable eléctrico o de línea

de acero, probados.11. Arietes de corte para tubería flexible,

probado.12. Arietes de corte para cable eléctrico,

probado.

EJEMPLO 1

17. 8 Cambio de Árbol por Preventoral Iniciar una Terminación

Barreras Positivas



3. Fluido de control con densidad de trabajo.

17.9 Barreras Condicionales

1´ TR cementada, sin perforar y sin probar con presión diferencial negativa.4´ Fluido de control con densidad de equi-librio.6´ Tapón de línea alojado en niple de asien-to o en TP probado.9´ Válvula de contrapresión “H” instalada en el colgador de tubería.

EJEMPLO 2

CAMBIO DE CABEZAL EN UNA TERMINACIÓNBarreras Positivas



3. Tapón de cemento probado arriba de TR corta.

4. Tapón mecánico probado arriba de TR corta

5. Fluido de control con densidad de tra-bajo.

17.10 Barreras Condicionales

• 1´ TR cementada, sin perforar y sin pro-bar con presión diferencial negativa.

• 3´ Tapón mecánico sin probar arriba de TR corta.

• 4´ Fluido de control con densidad de equilibrio.

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18. TÉCNICA DEL PERFORADOR

18.1 Primera Circulación

Para evacuar el brote utilizando la densidad original, genera seguridad en el pozo mas no el control del mismo.

18.2 Segunda Circulación

Para efectuar el total control del pozo utili-zando la densidad de control para continuar las operaciones.

19. TÉCNICA DE EVALUACIÓN DE BROTESSIN CERRAR TOTALMENTE EL POZO

PARA ARENAS DE DESARROLLODE LA CUENCA DE BURGOS

Ante la manifestación definida del pozo1. Pare la bomba de lodos.2. Levante su sarta a posición de quiebre

(desconexión).3. Abra la válvula hidráulica y cierre el pre-

ventor derivando flujo por el ensamble del estrangulación.

4. Circule a gasto reducido.5. Calcule la presión de cierre en TP =

(GRAD. DE FORMACIÓN * - GRAD. DEL LODO) x PROFUNDIDAD = PRESIÓN EN TP.

6. Utilizando la PRC + PCTP, calcule la pre-sión de bombeo (PIC) para evacuar el brote, utilice un margen de seguridad de 0-100 psi.

7. Mantenga constante el régimen de bom-beo y opere hábilmente el estrangula-dor, especialmente a la salida del brote.

8. Después de salir el brote, se procede a cerrar el pozo. Simultáneamente, cierre el estrangulador y pare la bomba.

9. Compruebe la evacuación del brote. Las

presiones TP y TR deberán ser de igual valor y el valor debe ser igual o ligera-mente mayor que la obtenida de cierre de TP.

• Este gradiente estará referido a la mis-ma formación, por correlación del pozo vecino; para evitar la entrada masiva del gas, se recomienda perforar con metros controlados.

20. TÉCNICA DE CONTROLDE POZO SIMPLIFICADO

1. Cierre el pozo inmediatamente después de detectar el brote y registre:

a. Profundidad del pozo, mb. Densidad del lodo, gr/cm3

c. Presión de TP, kg*cm2

d. Presión de TR, kg*cm2

e. Volumen ganado, m3

2. Calcule el incremento a la densidad de lodo

ΔD =

3. Calcule las emboladas superficie-barrena.

EMB =

4. Con el nuevo lodo, controle a régimen reducido (1/3-1/2 del régimen normal). Mantenga constante el régimen reducido.

5. Usando el estrangulador ajustable, man-tenga 0-100 Ib/pg2 sobre la presión ini-cial de cierre de TR hasta que el nuevo lodo llegue a la barrena.

6. Registre la presión cuando el nuevo lodo llegue a la barrena.

7. Usando el estrangulador ajustable, man-tenga constante la presión de bombeo

Vol. Interno Sarta, ltsDesplazamiento real de bomba, lt/emb

Presión TP (kg/cm2) x 10Profundidad m

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registrada en el punto anterior, hasta que el nuevo lodo alcance la superficie. Si no se controla, retorne al punto No. 1

20.1 Ajuste de Presión de Bombeopor Cambio de Gasto

Prc= Δp ft x ( )

Donde:Prc = Presión reducida de circulación por cambio de gastos, lb/pg2 o kg/cm2

Pft = Presión de bombeo conocida, lb/p2 o kg/cm2

Q2 = Gasto requerido para el control, EMBQ1 = Gasto conocido, EMB1.86 = Exponente

20.2 Objetivos de Buenas PrácticasSobre Control de Pozos

• Prevenir los brotes.• Detectar al brote lo más rápido posible.• Restablecer el control primario de la

manera más segura como sea posible.

20.3 Ajuste de Presión de Bombeopor Reducción de Densidad

PRC = PB [ ]

Donde:PRC = Presión de bombeo ajustada por re-ducción de densidad, lb/pg2 o kg/cm2

PB = Presión de bombeo conocida, kg/cm2,lb/pg2

Do = Densidad original, gr/cm3

Dt = Densidad a que se va a reducir

20.4 Ajuste de Presión de Bombeo porIncrementó de Densidad

PRC = PB [ ]Donde:

PRC = Presión de bombeo ajustada por in-cremento de densidad en lb/pg2 o kg/cm2

PB = Presión de bombeo conocida, kg/cm2,lb/pg2

Dt = Densidad de trabajo, gr/cm3

Do = Densidad original, gr/cm3

Q2Q1

DoDt

DtDo

1.86

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ÍNDICE

1. Estrangulador 169____________________________________

2. Herramientas Tubulares Erosionadas 169____________________________________

3. Problemas en la Tubería de Revestimiento por Presiones Extremas 170____________________________________

4. Gas Somero 172____________________________________

5. Fugas en las Conexiones Superficiales 172____________________________________

6. Falla en la Bomba de Lodos 172____________________________________

7. Presiones Excesivas en la Tubería de Perforación 173____________________________________

8. Brote de Agua Salada 173____________________________________

9. Falla en Componentes del Equipo Superficial 173____________________________________

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1. ESTRANGULADOR

1.1 Erosionado

Este problema es provocado por las partí-culas de arena que son muy abrasivas, las cuales, al combinarse con alta velocidad del fluido que viaja a través del estrangulador, pueden lavar (erosionar) las partes metáli-cas del mismo.

1.2 Obturado

También, en algunas ocasiones, los sólidos (arcillas) del fluido de perforación o baches floculados en grandes cantidades pueden tapar el estrangulador.

Los problemas en el estrangulador afecta-rán las lecturas en los manómetros de la tu-bería de perforación y el espacio anular.

1.3 identificación del Problema

Como se señaló anteriormente, los proble-mas en el estrangulador se pueden originar por dos causas: porque se tape o porque esté lavado (erosionado).

Para identificar y detectar cuál de los dos factores está provocando el problema, a continuación se describe cada una de las si-tuaciones:

• Estrangulador Lavado: La presión en la tubería de revestimiento disminuirá gra-dualmente. Si se cierra el estrangulador ligeramente, se observará que no hay respuesta en las presiones registradas.

• Estrangulador Tapado: La presión regis-trada en la tubería de revestimiento se incrementará gradualmente o drástica-

mente, y puede presentarse disminución o no haber flujo por la línea de descarga del estrangulador. Si se abre el estrangu-lador, no se observará respuesta en las presiones registradas. Las partículas que obstruyen el estrangulador generan rui-dos (que pueden ser escuchados al paso por la línea, previo al taponamiento).

1.4 Acciones Correctivas

Las medidas correctivas que se deben apli-car, en caso de existir problemas en el es-trangulador, son las siguientes:

• Suspenda el bombeo (y verifique la bom-ba parada).

• Cierre el pozo tan rápido y seguro como sea posible.

• Aísle la sección del estrangulador daña-do y utilice otro estrangulador variable, manual o hidráulico para continuar la operación.

• Si no cuenta con otro estrangulador, re-pare el dañado y continúe con la opera-ción de control.

2. HERRAMIENTAS TUBULARESEROSIONADAS

2.1 Detección del Problema

Una sección de la sarta de perforación que se ha lavado puede observarse de dos maneras:

La presión de circulación registrada en la tu-bería de perforación muestra un abatimien-to gradual y, además, pequeño o nulo cambio en la presión de la tubería de revestimiento. El operador del estrangulador responderá cerrando el mismo, incrementándose la pre-sión en la tubería de perforación. Ahora se tendrá un incremento (en la misma propor-

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ción) en la presión del espacio anular. Cuando la presión se abata nuevamente, se cerrará el estrangulador, incrementándose otra vez la presión en la tubería de revestimiento. Un lavado gradual en la sarta de perforación quizá no pueda detectarse oportunamente, hasta que el incremento de presión en el espacio anular sea considerable.El drástico abatimiento en la presión de cir-culación, con pequeño cambio en la presión de la tubería de revestimiento.

2.2 Evaluando la Presión del Cierre

Cuando el problema haya sido detectado oportunamente:• Registre las presiones en las tuberías de

perforación y de revestimiento.• Suspenda el bombeo y Cierre el pozo.• Si la presión en la tubería de perforación

es considerablemente mayor que el va-lor esperado (y no disminuye al purgar fluido del pozo), el agujero se localiza encima del brote. Así, es imposible man-tener la presión de fondo (controlando la presión en la tubería de perforación en forma convencional), ya que el brote estará migrando, y, como resultado, se tendrá una disminución en la presión de fondo al mantener constante la presión de la tubería de perforación.

• Si la presión en la tubería de perforación es igual al valor esperado, probablemen-te el fluido invasor esté encima del agu-jero.

• Además, pueden existir otros posibles casos referidos a la profundidad de la sección de la sarta lavada, la densidad del lodo en el interior de la tubería y del espacio anular, y la profundidad de la zona aportadora.


• A veces, es más práctico esperar a que el brote de gas rebase la profundidad del agujero en la TP por migración para, posteriormente, circularlo.

• Si el procedimiento de control se ha lle-vado a cabo rigurosamente y se detec-tó que el lodo con densidad de control en el espacio anular está por debajo del brote, continúe bombeando.

• La nueva presión final de circulación ten-drá que ser establecida, ya que la con-sideración más importante es controlar el pozo.

• Algunos operadores circulan un testigo a través de la sarta de perforación. El tra-zador puede cumplir con dos objetivos:• Determinar la profundidad de la sec-

ción lavada.• Obturar temporalmente la misma,

permitiendo que el lodo de control sea circulado a través de la barrena.

• Considerar el empleo de los equipos es-peciales (SNUBBING, TF, ULA).

3. PROBLEMAS EN LA TUBERÍADE REVESTIMIENTO PORPRESIONES EXTREMAS

Los problemas provocados por presiones ex-cesivas en la tubería de revestimiento pre-sentan dos situaciones que pueden analizar-se desde dos puntos de vista:

1. Cuando, en el proceso del control del pozo, el brote de gas está llegando a la superficie y la presión registrada en el espacio anular es igual o cercana al valor de resistencia a la presión interna.

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2. Cuando al cerrar el pozo la presión de la tubería de revestimiento es igual o cerca-na a la máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficia-les de control y tubería de revestimiento.

CASO 1.- En este punto de la operación, la densidad de control se ha desplazado en el interior de la tubería de perforación (usan-do el Método de Densificar y Esperar) y una parte se encuentra en el espacio anular.

NO PERMITA QUE LA PRESIÓN ENEL ESPACIO ANULAR EXCEDA EL

VALOR MÁXIMO DE LA RESISTENCIADE LA PRESIÓN INTERNA DE LA TR.

Controle la presión en el espacio anular abriendo el estrangulador. La presión en el fondo disminuirá temporalmente, permi-tiendo que la presión de formación genere otro brote.

Este brote no será tan grande como el ini-cial, porque ya existe una presión hidrostá-tica mayor. También, como en la sarta hay lodo de densidad de control, y tan pronto como la presión aplicada en el fondo iguale a la presión de formación, la densidad de control seguirá a la burbuja del fluido inva-sor en su viaje a la superficie.

CASO 2.- Cuando se utiliza lodo base acei-te, los flujos de gas causarán problemas de control en el pozo. El gas se integrará o so-lubilizará en el diesel del lodo base-aceite. El resultado es que, cuando un flujo entra al pozo, su sistema se desequilibra, pero ningún indicador del brote puede ser obser-vado. El brote por disminución de presión interna se transforma a gas cerca de la su-perficie al efectuar el control de presión de fondo constante.

Al cerrar el pozo, la presión de cierre en la tubería de revestimiento se debe de contro-lar para que sea aproximadamente igual al valor de la presión permisible en la tubería de revestimiento y por las conexiones su-perficiales de control.

3.1 Precauciones

• El valor de la resistencia a la presión in-terna debe incluir un factor de seguridad.

• Utilice un método de control tal, que minimice los esfuerzos por presión en la tubería de revestimiento (método de densificar y esperar).

• No utilice márgenes de seguridad, em-plee la densidad de control calculada.


• Si el gas es detectado en la salida (lí-nea de flote) cuando se cierre el pozo, probablemente el valor de la presión de cierre ya no se incremente; y si está condición no ha provocado la ruptura o falla de la formación, monitoree enton-ces la presión. Utilice algún método de control convencional, pero sin adicionar el margen de seguridad a la densidad del lodo de control.

• Si el fluido que sale por la línea de flo-te es lodo en condiciones y se cierra el pozo, el gas que se encuentra en el es-pacio anular migrará, y si no se controla su expansión (antes que llegue a la su-perficie), el valor de la presión de cierre se incrementará notablemente. Por lo tanto, se deberá emplear alguno de los métodos convencionales de control, tal como el método del Ingeniero y/o per-forador, etc.

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4. GAS SOMERO

Es preferible no cerrar el pozo. Cuando esto ocurra, él mismo se vaciará, y si no se to-man las medidas adecuadas, puede ocurrir un descontrol. Debido a los problemas que esto involucra, no se debe permitir que el pozo fluya fuera de control. Para ello se ha diseñado un desviador de flujo que conduce los fluidos lejos del pozo.

El uso del desviador de flujo es recomen-dable cuando se tenga duda de que el pozo pueda cerrarse sin que la presión generada rompa la formación debajo de la zapata de la tubería de revestimiento superficial (y el flujo pueda canalizarse hasta la superficie).

Las ventajas de utilizar un sistema desvia-dor de flujo son:

• Evita el fracturamiento. de la formación abajo de la zapata de la tubería de re-vestimiento superficial.

• Transporta los fluidos a una distancia se-gura, lejos del pozo.

Las desventajas son:

• El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, será más difícil controlarlo.

• Se manejan grandes cantidades de gas en la superficie.

• Se deberá disponer de grandes cantida-des de lodo y material densificante.


Cuando en un pozo se utilice el desviador de flujo (en algunas ocasiones), es posible controlar el pozo circulando lodo a bastante gasto para vencer la aportación de fluidos.

Este procedimiento depende de la veloci-dad y la densidad de lodo disponible.

5. FUGAS EN LASCONEXIONES SUPERFICIALES

Si a medida que se circula un brote hacia la superficie, se presenta una fuga en alguna conexión superficial, se pueden aplicar las siguientes recomendaciones.

1. Cerrar un preventor de arietes abajo de la fuga.

2. Desviar el flujo a otra línea alterna.

Al cerrar el preventor de arietes abajo de la fuga, ésta podría repararse. Cuando la fuga se localiza debajo del preventor de arietes inferior, debe taponarse bombeando lecha-da que contenga un agente sellante a través de la línea de matar.

Cuando la fuga sea severa, será necesario desviar el flujo para evitar mayores peligros.

6. FALLA EN LABOMBA DE LODOS

Cuando una bomba falla durante la circula-ción de un brote, debe usarse la bomba de relevo. Si el factor de la bomba de reserva no es idéntico al factor de la bomba que falló, se deberá corregir la hoja de control.

Es posible aún que bombas idénticas alcan-cen presiones diferentes a un mismo gasto de circulación; entonces, la diferencia de presión (mayor o menor) entre las bombas.

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7. PRESIONES EXCESIVAS EN LATUBERÍA DE PERFORACIÓN

Normalmente la presión superficial en la tu-bería de revestimiento es mayor que la tu-bería de perforación; pero también es posi-ble registrar altas presiones en esta tubería, como resultado de que grandes cantidades de gas o fluido invasor fluyan por su interior antes de cerrar el pozo. La manguera y la unión giratoria constituyen las partes más sensibles a la presión, con la sarta y todo el equipo superficial.

Si la presión que se registra en la tubería de perforación está cercana a la presión de bombeo, deberá:

• Cerrar la válvula de seguridad.• Desconectar la flecha.• Instalar una línea de alta presión.

8. BROTE DE AGUA SALADA

El desarrollo de las ecuaciones y conceptos que definen las presiones que se generan en el pozo durante un brote de agua salada, son las mismas que las que se hacen para un brote normal de aceite o gas, excepto que se considera la presión hidrostática de la columna de agua salada. Así, la presión registrada en el espacio anular cuando se presente este tipo de brote es:

PCTR = PY – (PA + PhB + PB)

Donde:

PCTR = Presión de cierre en espacio anular (kg/cm2)PY = Presión del yacimiento (kg/cm2)PA = Presión hidrostática arriba del brote (kg/cm2)PhB = Presión hidrostática del brote (kg/cm2)PB = Presión hidrostática abajo del brote (kg/cm2)

Por ser un fluido incomprensible, su volu-men se mantiene constante a medida que se circula. Por lo tanto, la presión en la tu-bería de revestimiento también se mantie-ne constante, excepto si hay un cambio de geometría.

9. FALLA EN COMPONENTES DELEQUIPO SUPERFICIAL

Los cabezales de las tuberías de revesti-miento forman parte de la instalación per-manente del pozo, se usan para anclar y sellar alrededor de la siguiente tubería de revestimiento, que por diseño puede ser roscable, de bridas, y formará la conexión ideal para el siguiente cabezal o para el conjunto de preventores utilizados tempo-ralmente.

Sus salidas laterales pueden ser utilizadas para instalar conexiones secundarias de control del pozo.

Por sus funciones que desempeñan y su ca-pacidad de trabajo, las compañías fabrican-tes proveen diseños para trabajar ante un posible control de pozo. Para prevenir fallas por fugas en el cabezal de TR, se requiere de efectuar una prueba hidrostática. Como lo establecen las Normas API-6A y RP 53 del Instituto Americano del Petróleo.

En la cabeza del pozo pueden estar instala-dos los siguientes componentes, conforme avanza la perforación del pozo.

• Cabezal tipo tazón.• Cabezal tipo carrete.• Carrete - cabezal con cruce de presiones.• Carrete compacto con tazones múlti-

ples.• Cabezal de producción.• Carrete - colgador de TP.

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Figura 1Componentes de cabezales

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Preparación para instalar válvula de contrapresión1. Conducto para válvula de tormenta2. Orificio para operar válvula de tormenta3. Carrete colgador de tp4. Tornillos candado (prisioneros o yugos)5. Colgador con empaque6. Extensión del colgador7. Salidas del cabezal de tp8. Sellos secundarios9. Carrete cabezal de tp10. Brida adaptadora11. Empaque del colgador de tr12. Colgador de tr13. Conexión de salida14.


1. A continuación se describe un conjun-to de cabezales de tuberías de reves-timiento y de producción, con las re-comendaciones de los posibles puntos de falla que pudieran presentarse y cómo resolverlos. Al inspeccionar los cabezales, por lo general todos tie-nen similares características de dise-

ño, como son: las conexiones superior e inferior. Respecto a sus conexiones, éstas pueden ser puntos de falla, por acumulamiento de esfuerzos de cargas o vibración. Las conexiones pueden ser de brida o roscables.

2. Las salidas laterales de los cabezales de-berán ser inspeccionadas con frecuencia antes del control de un pozo, principal-mente en las superficies de sello del ani-llo; es decir, entre las bridas. También la vibración o cargas pesadas por conexio-nes pueden originar falla de sello con el anillo.

3. Comunicación entre dos tuberías de re-vestimiento a través del elemento sello del colgador. En algunos cabezales se puede activar el sello exterior de la boca de la TR, instalado en la cavidad inferior del cabezal, cuyo propósito es retener la presión proveniente de la TR interna. Para proteger la cavidad interna de los cabezales, la mayoría de los fabricantes proporcionan un buje que protege esta cavidad contra el rozamiento. Los equi-pos que están desalineados respecto al centro del pozo pueden causar serios problemas de desgaste interno al cabe-zal, la tubería de revestimiento y pre-ventores.

4. Los prisioneros de la bola colgadora tienen su respectivo empaque y tuerca prensa-empaque cada uno. Estos em-paques en el cabezal de la tubería de producción deberán estar activados por su tuerca respectiva. Si alguno de estos empaques no está activado, será punto de falla al ser sometido a presión.

5. Las válvulas que están instaladas en las salidas laterales, también pueden ser puntos de falla en el conjunto del cabe-zal de tuberías de revestimiento por las siguientes causas:

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• Operación incorrecta de cierre de válvu-la. Se debe apegar al procedimiento de cierre recomendado por el fabricante.

• Dificultad en el cierre total por acumu-lamiento de cemento o material pesado del lodo en su cavidad interna.

• Operación anormal de cierre y apertu-ra de la válvula por carecer del volante apropiado para su operación.

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fundamental tomo i

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