presentación de powerpoint · •dicho de otra forma, el proceso de compactación ocurre mientras...

Equipos y Herramientas de Perforación de PozosEquipos de Perforación: Sistema de Control de Brotes

Semestre 2019-1

Ing. Juan Carlos Sabido Alcántara

Ingeniero Petrolero

Facultad de Ingeniería UNAM

Ing. Juan Carlos Sabido AlcántaraEquipos y Herramientas de Perforación de Pozos

Semestre 2019-12

Equipos de Perforación – Sistema de Control de Brotes

•Este sistema es aquel que es necesario tener pero quedebemos de evitar usar, esto es porque si lo utilizamoses probable que nos encontremos en una situación dealto riesgo para la operación, el equipo y sobre todo elpersonal.•Su función es la de controlar la entrada de fluidos

provenientes del yacimiento al pozo y evitar una posiblemanifestación violenta en superficie, es decir, fluidossaliendo del pozo a alta presión y temperatura.

Equipos y Herramientas de Perforación de Pozos Semestre 2019-1

3Ing. Juan Carlos Sabido Alcántara


•Para entender la función de los equipo que integran elSistema de Control de Brotes primero debemos conocery comprender lo que es un brote, y dominar el conceptode presión durante las operaciones de perforación. Paraesto revisaremos las siguientes definiciones.




• Brote: “Un flujo no controlado de fluidos de yacimiento en elpozo, y a veces catastróficamente, hacia la superficie. Unreventón puede consistir en agua salada, petróleo, gas o unamezcla de éstos. Los reventones se producen en todos los tiposde operaciones de exploración o producción, no solamentedurante las operaciones de perforación. Si los fluidos deyacimiento fluyen hacia otra formación y no a la superficie, elresultado se conoce como reventón subterráneo. Si el pozo queexperimenta un reventón posee intervalos significativos deagujero descubierto, es posible que el pozo se obture (o se sellecon fragmentos de roca provenientes del derrumbe de lasformaciones) en el fondo; por ende, se evitará cualquier esfuerzode intervención.” – Oilfield Glossary, Schlumberger.




•Brote: Se presenta cuando la presión ejercida por lacolumna del fluido de perforación es menor que lapresión de los fluidos contenidos en el yacimiento, dichapresión se conoce comúnmente como Presión de Poro ysu relevancia abarca las tres ramas de la IngenieríaPetrolera: Perforación, Yacimientos y Producción.•Descontrol: El descontrol es un brote que no se ha

podido manipular a voluntad manteniéndolo en unacondición segura para la operación, el equipo y elpersonal.




• Presión de Poro: “La presión de poro es a la que seencuentran sometidos los fluidos en los poros.” - JoséAlejandro Isidro García.• “La presión de poro es la presión con la que se encuentran

los fluidos dentro del volumen poroso en el yacimiento.” -Arturo Azael Alcocer Bonilla.• “La presión de poro es la que ejercen los fluidos en el espacio

poroso de la formación sobre la matriz de la roca.” – JuanCarlos Sabido Alcántara.• Los fluidos generalmente son aceite, gas y agua de

formación.




•Palabras menos palabras más, generalmente sobre losmismos conceptos, este tipo de definiciones acerca dela presión de poro son las más simples, son a grandesrasgos ciertas, pero no son realmente una definicióncompleta desde un punto de vista ingenieril. Paradefinir con precisión a la presión de poro es necesarioabordar otros conceptos.




• La formación de las rocas sedimentarias ocurre cuandose depositan capas de sedimentos bajo diferentesambientes de depósito, todo esto ocurre a lo largo demillones de años.

•Durante este proceso la presión de sobrecarga seincrementa conforme los sedimentos se acumulan.




•El incremento de la sobrecarga compacta lossedimentos, esto se refleja en un decremento de laporosidad.

•Dicho de otra forma, el proceso de compactaciónocurre mientras que el agua de formación es expulsadadel espacio poroso, y el esfuerzo de sobrecargasoportada por esa agua de formación es transferido a lamatriz de la roca reduciendo la porosidad.




•Si en el proceso de sedimentación y compactación setiene un balance entre el peso de los sedimentos y lacapacidad de las formaciones para expulsar los fluidos,y estos escapan debido a la sobrecarga, lacompactación es entonces función de la profundidad,haciendo que la porosidad reduzca, teniendo de estaforma un proceso de compactación normal.




•Si en el proceso de depósito de sedimentos los fluidosno pueden escapar de los poros de la formación, lacompactación se detiene evitando que la porosidad sereduzca con la profundidad. A dicho fenómeno se le dael nombre de desequilibrio en la compactación.•El desequilibrio en la compactación es el principal

generador de sobrepresiones, esto es debido a que losfluidos confinados en el espacio poroso soportan mayorparte de la sobrecarga.




•Hasta aquí podemos dar una nueva y más atinadadefinición de PRESIÓN DE PORO:

•¿Ideas?




•La presión de poro (Pp) es la presiónoriginada por los procesos de depósitoy compactación de sedimentos a laque se encuentran sometidos losfluidos contenidos en los poros de laformación.




•Recapitulando, el incremento de la sobrecarga ocasionacompactación de las rocas, reduciendo así el volumendel poro y forzando la expulsión de los fluidos de laformación.• La pérdida de porosidad varía con el tipo de roca, cada

tipo tendrá un límite inferior más allá de la cual ningunacompactación mecánica posterior es posible, y a partirde ahí, la perdida de porosidad es debido a lacompactación química.




•Para explicar el proceso de compactación de la roca seutiliza el modelo descrito por Terzaghi, consiste de unrecipiente cilíndrico que tiene una serie de pistonesseparados por resortes, el espacio entre los pistonesestá lleno con agua y los pistones están perforados.

•Hottman y Johnson utilizaron este modelo más adelantepara definir la presión de formación.




• Etapa A: Válvula de drene cerrada, al aplicar una carga (S), la presión en el fluido (P) seincrementa, y los resortes (𝜎) no soportan parte de la carga (S).

• Etapa B: La válvula de drene se abre, la presión en el fluído (P) se reduce y los resortes (𝜎)empiezan a soportar parte de la carga.

• Etapa C: La presión en el fluido (P) es debida a la altura de su columna y los resortes (𝜎)soportan también parte de la carga (S).




•Concluimos así que:

•𝑃𝑝 = 𝑆 − 𝜎

•En donde la presión de poro 𝑷𝒑 es la presión originadapor los procesos geológicos de depósito ycompactación de la roca a la que se encuentransometidos los fluidos contenidos en los espaciosporosos de la formación.




•𝑃𝑝 = 𝑆 − 𝜎

• La presión de sobrecarga S es el peso de la columna deroca más los fluidos contenidos en el espacio porosoque soporta una formación a una determinadaprofundidad.•El esfuerzo efectivo o de matriz 𝝈 es el esfuerzo

generado por el contacto grano a grano de la matriz deroca, el cuál está en función de la sobrecarga a laprofundidad de interés.




•Presiones anormales: Volvamos al desequilibrio en lacompactación, cuando los procesos de sedimentación ycompactación no se llevan de manera “normal”, esedesequilibrio provocará una condición anormal nosolamente en la porosidad de la roca, también sereflejara en la presión de poro.




•Presiones anormales: Al estar perforando se puedellegar a presentar esta condición, en la que si no seconoce la zona, ya sea por falta de información (pozoexploratorio) o por error en el análisis de la misma(error humano), puede ocurrir una diferencia muygrande entre la presión por columna de lodo y lapresión anormal presente en la formación.




•Presiones anormales: Esto provocará un brote y en unalto porcentaje un descontrol.

•Presiones subnormales: Estas presiones son lo contrarioa las anormales, es decir, debido a algún fenómenogeológico o la explotación misma de los fluidoscontenidos en el yacimiento, estos han sido desalojadosprovocando una baja de presión considerable en laformación.




•Presiones subnormales: Debido a esto se puedepresentar el fenómeno de pérdida de circulación parcial,esto es, cuando la presión ejercida por la columna defluido es mucho mayor que la de presión de poro, elfluido puede comenzar a filtrarse y tener unadisminución del flujo de lodo en la superficie, lo queconlleva a diferentes problemas operativos.




• La presión que soporta una roca sin que se fracture, es función de suresistencia a la tensión y de los esfuerzos a los que se encuentrasometida en el subsuelo, todo esto se ha determinado a través deexperiencias de campo y laboratorio.

• Dependiendo de la magnitud de los esfuerzos principales, la fracturaserá vertical u horizontal, pero siempre se fracturara perpendicular alesfuerzo mínimo.




• En campo, para definir por anticipado la resistencia a lafractura de la roca se lleva a cabo una prueba de integridad ala presión unos metros debajo de cada punto deasentamiento de tubería de revestimiento.

• Es decir, este tipo de pruebas se realizan durante laperforación del pozo.

• Para efectos del curso la prueba de hermeticidad de TR y laprueba de integridad de formación serían suficientes, sinembargo hablaremos también de la prueba de goteo o LeakOff Test.




• La presión que soporta una roca sin que se fracture, es función de suresistencia a la tensión y de los esfuerzos a los que se encuentrasometida en el subsuelo, todo esto se ha determinado a través deexperiencias de campo y laboratorio.

• Dependiendo de la magnitud de los esfuerzos principales, la fracturaserá vertical u horizontal, pero siempre se fracturara perpendicular alesfuerzo mínimo.




•Prueba de hermeticidad de TR.




•Prueba de integridad de formación.




•Prueba de Goteo o Leak of Test.




• Presión de goteo (Pg), punto de presión enel cual la relación lineal entre el volumenbombeado y la presión de bombeo cambiade pendiente.

• Presión de fracturamiento (Pfr), punto enel cual la presión de bombeo caesúbitamente debido al fracturamiento dela roca.

• Presión de propagación (Pprop), valor depresión en determinado lapso de tiempo,cuando la presión de bombeo se mantieneconstante durante la inyección debido a lapropagación de la fractura.




• Presión de cierre instantáneo (Pci),valor de presión inmediatamente deque se cesa la inyección de fluido alpozo.

• Presión de cierre (Pc), valor de presiónque se mantiene constante durantecierto lapso de tiempo, después dehaber cesado el bombeo de fluidos alpozo.

• Presión de reapertura (Pr), valor depresión en el cual la fractura inducidavuelve a abrirse y propagarse.




•Gradiente de Fractura: Es la relación entre la presiónde fractura y la profundidad de la formación.

𝑮𝑭 =𝑷𝒇𝒓𝒂𝒄𝒕𝒖𝒓𝒂

𝑷𝒓𝒐𝒇𝒖𝒏𝒅𝒊𝒅𝒂𝒅




•Ejercicios.• En el Pozo UNAM 1 se requiere realizar una prueba de goteo. Con TR 9

5/8”, Di 8.625” cementada a 4600 m, se perforó a 4605 [m] con barrenade 8 ½” para hacer la prueba de goteo, el gradiente de fracturaconocido para el área es de 𝐺𝐹 = 0.90 ൗ𝑝𝑠𝑖

𝑓𝑡 el lodo de perforación esde E.I. de 1.32 Τ𝑔𝑟 𝑐𝑚3 . Calcular la presión requerida en la cabeza(presión de bombeo).

• En el Pozo UNAM 2 se realizó una prueba de goteo. Con TR 9 5/8”, Di8.625” cementada a 3600 m, se perforó a 3615 [m] con barrena de 8 ½”para hacer la prueba de goteo, el gradiente de fractura conocido para elárea es de 𝐺𝐹 = 0.85 ൗ𝑝𝑠𝑖

𝑓𝑡 . Si la presión en la bomba fue de 2731 𝑝𝑠𝑖 .¿Cuál fue la densidad de el lodo de perforación en Τ𝒈𝒓 𝒄𝒎𝟑 ?




•Ejercicios.• En el Pozo UNAM 1 se requiere realizar una prueba de goteo. Con TR 9 5/8”, Di

8.625” cementada a 4600 m, se perforó a 4605 [m] con barrena de 8 ½” para hacerla prueba de goteo, el gradiente de fractura conocido para el área es de 𝐺𝐹 =

0.90 ൗ𝑝𝑠𝑖𝑓𝑡 el lodo de perforación es de E.I. de 1.32 Τ𝑔𝑟 𝑐𝑚3 . Calcular la presión

requerida en la cabeza (presión de bombeo).

• 𝑷𝒇𝒓𝒂𝒄 = 𝑮𝒇𝒓𝒂𝒄 ൗ𝒑𝒔𝒊𝒇𝒕 ∗ 𝑷𝒓𝒐𝒇 𝒇𝒕 = 𝒑𝒔𝒊

• 𝑷𝒉𝒊𝒅 =𝝆 ൗ

𝒈𝒓

𝒄𝒎𝟑 ∗𝒉 𝒎

𝟏𝟎= ൗ𝒌𝒈

𝒄𝒎𝟐

• 𝑷𝒇𝒓𝒂𝒄 = 𝑷𝒉𝒊𝒅 + 𝑷𝒃𝒐𝒎𝒃𝒂




• Ejercicios.• Deducir la factor 0.5067 de la fórmula 𝑪𝒂𝒑 = 𝟎. 𝟓𝟎𝟔𝟕 ∗ 𝒅 𝒑𝒈 𝟐 = Τ𝒍𝒕 𝒎

• Á𝒓𝒆𝒂𝒄𝒊𝒓𝒄𝒖𝒍𝒐 =𝝅

𝟒∗ 𝒅𝟐

• De la figura Á𝒓𝒆𝒂𝒄𝒊𝒓𝒄 =𝝅

𝟒∗ 𝟏 𝒑𝒈 𝟐 = 𝟎. 𝟕𝟖𝟓𝟒 𝒑𝒈 𝟐

• Se convierte a 𝒎𝟐 el resultado anterior

• 𝟎. 𝟕𝟖𝟓𝟒 𝒑𝒈𝟐 ∗𝟏 𝒑𝒊𝒆𝟐

𝟏𝟒𝟒 𝒑𝒈𝟐∗

𝟎.𝟎𝟗𝟐𝟗 𝒎𝟐

𝟏 𝒑𝒊𝒆𝟐= 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟓𝟎𝟔𝟕 𝒎𝟐

• Se multiplica por la altura para obtener volumen

• 𝑽𝒐𝒍 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟓𝟎𝟔𝟕 𝒎𝟐 ∗ 𝟏 𝒎 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟓𝟎𝟔𝟕 𝒎𝟑 convirtiendo a litros

• 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟓𝟎𝟔𝟕 𝒎𝟑 ∗𝟏𝟎𝟎𝟎 𝒍𝒕

𝟏 𝒎𝟑 = 𝟎. 𝟓𝟎𝟔𝟕 𝒍𝒕 Esto al venir de un volumen contenido en 𝟏 𝒎

se puede representar como 𝟎. 𝟓𝟎𝟔𝟕𝒍𝒕

𝒎



1 m

1 pg


• Causas de los Brotes: En las operaciones de perforaciónsobre balance se mantiene una presión hidrostáticaligeramente mayor que la de formación, de esta forma sepreviene el riesgo de que ocurra un brote. Caso contrario,si la presión de formación excede a la presión hidrostáticaejercida por el lodo ocurrirá un brote, originado por:

• Densidad insuficiente del lodo.• Llenado insuficiente durante los viajes.• Sondeo del pozo al sacar tubería demasiado rápido.• Contaminación del lodo con gas (“corte”).• Pérdidas de circulación.




•Causa 1.- Densidad insuficiente de lodo: La densidadinsuficiente del lodo es una de las causas principalespor las que se originan los brotes. Lo ideal es perforarcon la densidad de lodo mínima con el objeto deoptimizar la velocidad de penetración; es decir, que lapresión hidrostática sea solamente la suficiente paracontener la presión de formación.•Cuando se perfora una zona permeable mientras se

usan densidades mínimas de lodo, los fluidos de laformación pueden fluir hacia el pozo y así producirseun brote.




•Causa 1.- Densidad insuficiente de lodo: Lo más lógicoes pensar “Perforemos con densidades elevadas y asíevitar un brote”, esto no es lo más viable pordiferentes razones:• Se puede exceder el gradiente de fractura de la formación e inducir

una pérdida de circulación.• Se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial.• Se reduce significativamente la velocidad de penetración.• No se puede evaluar el comportamiento de presión del yacimiento.• Se daña más la formación por filtración de lodo.




•Causa 1.- Densidad insuficiente delodo: Es fácil entender entoncesporque se debe de perforar con ladensidad de lodo apenas suficientepara tener una presión hidrostáticapor arriba de la presión de poro delyacimiento.




•Causa 2.- Llenado insuficiente durante los viajes:Cuando se saca o introduce tubería dentro del pozo,ya sea de perforación, producción y de revestimiento,el nivel del lodo se reduce (sacando) o se desplaza(metiendo), esto provoca una reducción de la columnade fluido y la consecuencia es lógicamente unareducción en la presión hidrostática en el fondo, por loque se vuelve fundamental llenar el pozo para evitaresto. El caso más dramático de esto es cuando seextraen o introducen los lastrabarrenas y la HW o ensu caso la TR.




•Causa 2.- Llenado insuficiente durante los viajes: Lasnormas API-16D Y API-RP59, indican que deben dellenarse el espacio anular con lodo antes de que lapresión hidrostática de la columna signifique unadisminución de 5 kg/cm² (71 lb/pg²) o cada cincolingadas de tubería. Sin embargo esto no es siemprecorrecto y es necesario llenar antes, por lo queidealmente debemos de realizar el cálculo paraobtener con exactitud cuándo llenar el pozo.




• Causa 2.- Llenado insuficiente durante los viajes:• Ejercicio 1: En el pozo UNAM 1 se perforó a 2,200 [mD] con

lodo de E.I. de 1.22 [gr/cc], se recuperó la barrena asuperficie y se planea bajar con tubería franca de X95, 4”,15.70 [lb/pie], y diámetro interno de 3.24” para colocar untapón de cemento a 1,200 [mD] dentro de una TR N80 de 75/8”, 45.30 [lb/ft], diámetro interno de 6.435” cuya zapatase encuentra a 1,500 [mD]. Calcular el volumen de fluidodesplazado por tramo de 9 [m], calcular el número detubos introducidos en el pozo para tener una variación depresión de 3 [kg/cm^2].





lodo de E.I. de 1.36 [gr/cc], se recuperó barrena PDC de 9½” a superficie por cambio de la misma y se planea bajarcon barrena PDC nueva de 9 ½” tubería de X95, 4 ½”, 13.75[lb/pie], y diámetro interno de 3.958” con válvula decontrapresión pegada al porta barrena, la TR inmediata esP110 de 7 5/8”, 55.30 [lb/pie], diámetro interno de 6.125” ytiene la zapata 2,000 [mD]. Calcular el volumen de fluidodesplazado por tramo de 9 [m], calcular el número detubos introducidos en el pozo para tener una variación depresión de 3 [kg/cm^2].





lodo de E.I. de 1.38 [gr/cc], la siguiente operación esrecuperar la barrena PDC 9 ½” tubería de X95, 4 ½”, 13.75[lb/pie], y diámetro interno de 3.958” con válvula decontrapresión pegada al porta barrena, la TR inmediata esP110 de 7 5/8”, 55.30 [lb/pie], diámetro interno de 6.125” ytiene la zapata 2,000 [mD]. Calcular el volumen de fluidodesplazado por tramo de 9 [m], calcular el número detubos introducidos en el pozo para tener una variación depresión de 3 [kg/cm^2].




•Causa 3.- Sondeo del pozo al sacar la tubería: El sondeose refiere a la acción de pistón y cilindro que ejerce lasarta de perforación dentro del pozo. Es decir, cuandose mueve la sarta hacia arriba, ésta tiende a levantar ellodo con mayor rapidez que la que el lodo tiene paracaer por la sarta y la barrena. Si a esto agregamos queen el fondo los lastrabarrenas son de un diámetro másgrande el efecto puede ser más crítico. Pensar en unefecto de jeringa también es válido.




• Causa 3.- Sondeo del pozo al sacar la tubería: Esto provoca una reducciónde presión que de ser lo suficientemente grande como para disminuir lapresión hidrostática a un valor por debajo a la de la formación, se puedegenerar un desequilibrio que puede causar un brote. Entre las variablesque 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.

• De las anteriores, la velocidad de extracción de la tubería es la únicavariable que puede ser modificada, es sencillo entender la importancia dedisminuirla para reducir el efecto de sondeo.




•Causa 4.- Contaminación del lodo con gas o “corte”:Los brotes se pueden originar debido a una reducciónen la densidad del lodo a causa de la presencia del gascontenido en la roca perforada por la barrena. Alperforar con altos ritmos de penetración se puededesprender gas contenido en los recortes, si lacantidad de gas liberado es suficiente puede reducir losuficiente la densidad del lodo, lo que provoca unareducción de la presión en el fondo, si la reducción essuficiente para estar por debajo de la presión de porotendremos un brote.




•Causa 4.- Contaminación del lodo con gas o “corte”: Elgas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo“cortado”, una pequeña cantidad de gas en el fondodel pozo representa en la superficie un gran volumendebido a su expansión. Se tienen documentadosbrotes descontroles por dicho efecto. Para minimizarel efecto se realizan las siguientes prácticas:• Reducir el ritmo de penetración.• Aumentar el gasto de circulación.• Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo.




• Causa 5.- Pérdidas de circulación: Las pérdidas de circulaciónson uno de los problemas que más problemas causan durantela perforación de un pozo, en general se tienen dos tipos:• Pérdidas naturales.• Pérdidas mecánicas o inducidas.

• Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso dela perforación de un pozo, se corre el riesgo de tener un brote,esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o deyacimiento en un pozo exploratorio o delimitador.




• Causa 5.- Pérdidas de circulación: Al perder el fluidoevidentemente la columna de lodo y la presión hidrostáticaejercida por el mismo puede disminuir tanto que permita quese origine un brote. Para reducir las pérdidas de circulación serealizan las siguientes las prácticas:• Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo.

• Mantener el mínimo de sólidos en el pozo.

• Mantener los valores reológicos en condiciones óptimas de operación.

• Reducir las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular.

• Evitar incrementos bruscos de presión.

• Reducir la velocidad de introducción de la sarta (Jeringa).




• Causa 6.- Presión anormal de formación: Este punto ya seabordó ampliamente, y es evidente que si se atraviesa unazona de presión anormal no prevista las condiciones delodo no serán las óptimas. En pozos exploratorios endonde no se han identificado dichas zonas el riesgo esmayor, en pozos de desarrollo en campos ya conocidos sepueden tomar las medidas pertinentes, una de ellas es elasentamiento de una TR antes de entrar a la formaciónanormalmente presionada. Esta condición excede por logeneral 0.1068 [kg/cm²/m] y en ocasiones para controlarestas presiones de formación se pueden necesitar fluidosde mayor densidad y a veces superiores a los 2.4 [gr/cc].




•Causas: Ya conocemos las causas de un brote, ahora esimportante reconocer los “avisos” que nos permitirándetectar uno con el tiempo suficiente antes de que seconvierta en un descontrol. Un brote puede ocurrir encualquiera de la siguientes condiciones:• Al estar perforando.

• Al sacar o meter tubería de perforación o de revestimiento.

• Al sacar o meter herramienta.

• Al no tener tubería dentro del pozo.




• Indicadores de brotes: Cuando ocurre un brote, el lodoes desplazado fuera del pozo. Los indicadores definidosde que el lodo está fluyendo fuera del pozo son:• Aumento del volumen en presas.

• Aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con gasto constante.

• Flujo del pozo sin bombeo (bomba detenida).

• Que el pozo acepte menos lodo al llenarlo mientras se saca o mete tubería odesplace del pozo más lodo que el calculado para el viaje.




• Indicadores de brotes: Otros indicadores de la presenciade un brote no relacionados a desplazamiento de lodofuera del pozo son:• Aumento en el ritmo de penetración.

• Disminución en la presión de circulación y aumento en el número de emboladasde la bomba.

• Aumento en el gas del viaje, de conexión o de fondo.




• Indicadores de brotes definidos:• AUMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS.

• Si no se añade fluido a las presas de lodo, una ganancia en el volumen de cualquierade éstos, al estar perforando, es un signo seguro de que se tiene un brote. Para estose cuenta con equipo de medición de volumen tan sofisticado como la famosatuerca con cuerda hasta sensores de alta tecnología que deben de tenerse en laspresas para identificar dichas ganancias de lodo en superficie.

• AUMENTO EN EL GASTO DE SALIDA

• Un aumento en el gasto normal de salida es también un indicador de que estáocurriendo 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 latemblorina y cualquier cambio fuera de lo normal; existen equipos medidores degasto, que pueden detectar esas variaciones en forma automática.




• Indicadores de brotes definidos:• FLUJO SIN CIRCULACIÓN

• Un pozo fluyendo sin bombeo, es decir con las bombas detenidas, es sin dudaalguna un brote ocurriendo. Para esto se requiere “Observar el pozo”, esto es queel espacio anular se observa para determinar si el pozo continúa fluyendo o si elnivel estático del fluido está aumentando.

• EL POZO ACEPTA MENOS LODO O DESPLAZA MÁS EN LOS VIAJES

• Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícildetectar un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote ensus inicios, es necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida osacada del pozo y el correspondiente volumen de lodo desplazado o requerido parasu llenado correspondiente. Algo que ya hemos visto anteriormente.




• Indicadores de brotes definidos:• EL POZO ACEPTA MENOS LODO O DESPLAZA MÁS EN LOS VIAJES

• Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícildetectar un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote ensus inicios, es necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida osacada del pozo y el correspondiente volumen de lodo desplazado o requerido parasu llenado correspondiente. Algo que ya hemos visto anteriormente.

• Si se mete tubería se desplazará una cierta cantidad de fluido, si dicha cantidad esmayor que la calculada entonces se está presentando un brote, en el caso de sacartubería hay que llenar el pozo, si el pozo se llena con menor cantidad de fluido quela calculada es indicador de que se está presentando un brote. Para ambos casos sehace uso de un recipiente llamado tanque de viajes en el que se cuantifica elvolumen desplazado o el que se ha llenado en el pozo.




• Indicadores de brotes indefinidos:• AUMENTO EN LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN

• Un aumento en la velocidad de perforación puede ser indicador de un brote. Elritmo de penetración de factores ya vistos anteriormente:

• El peso sobre la barrena

• Velocidad de rotación

• Densidad de lodo

• Hidráulica y

• Características de la formación




• Indicadores de brotes indefinidos:• AUMENTO EN LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN

• El ROP también está determinado por la presión diferencial entre la presiónhidrostática del lodo y la presión de formación. Es decir, que si la presión deformación es mayor que la presión hidrostática dentro del pozo, aumentaráconsiderablemente la velocidad de penetración de la barrena. Si esto ocurre, y nohay cambios en alguna de las otras variables, puede tratarse de un posible brote,esta posibilidad es mayor cuando se perforan en zonas de presión anormal.




• Indicadores de brotes indefinidos:• DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE EMBOLADAS

• Cuando ocurre un brote mientras se perfora, los fluidos debido al brote estaránúnicamente en el espacio anular, la presencia de esos fluidos (gas o aceite) quetienen una densidad menor que la del lodo, causará que la presión hidrostática en elespacio anular sea menor que la presión hidrostática dentro de la sarta deperforación.

• Esa diferencia de presiones ayuda a que el lodo dentro la sarta fluya hacia el espacioanular “más fácilmente”, esto provoca una disminución de presión de bombeo ycon esto el aceleramiento de la bomba de lodo, el cual se manifiesta con unaumento de emboladas.




• Indicadores de brotes indefinidos:• DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE EMBOLADAS

• Hay que considerar que una disminución de presión de bombeo tambiénpuede deberse a lo siguiente:

• 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 barrena.

• Cambio en las propiedades del lodo.

• Como se observa, la decisión final se tomará después de haber evaluadovarios indicadores del brote.




• Indicadores de brotes indefinidos:• AUMENTO EN EL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

• Este indicador es difícil de detectar, sin embargo en cualquier manual de Control deBrotes se menciona. Cuando ocurre un brote y los fluidos de la formación (quetienen menores densidades que el lodo) entran al pozo, el efecto de flotación de lasarta de perforación se reduce, esto ocasiona un incremento en el peso de latubería, esto es más representativo en lodos de altas densidades, ya que tienen unfactor de flotación mayor.




• Indicadores de brotes:• Ninguno de los indicadores mencionados es absoluto, por lo tanto, se deben de analizar en

conjunto y considerar que cuando exista la presencia de algunos de estos indicadores, sejustifica el tener que investigar de inmediato la causa, ya que se requiere una prontarespuesta a cualquier indicador para poder mantener en control el pozo.

• La experiencia juega un papel importante, ya que es indispensable no entrar en pánico ypoder tomar las decisiones adecuadas para definir si se trata de un brote o no. Existe uncomportamiento conocido en campo como “Gas de conexión”, este se origina durante eltiempo en el que la sarta se detiene y queda asentada en cuñas y se realizan las maniobrasnecesarias para conectar otro tramo de tubería, esto se hace evidentemente sin bombeo,por lo que la Densidad Equivalente de Circulación deja de estar presente y la presiónhidrostática no es permite la incorporación de pequeñas cantidades de gas al lodo.Generalmente esto no representa un problema a considerar.




•Hasta este punto hemos aprendido lo que es un brote,las causas que lo provocan, los indicadores que sepueden presentar cuando está por ocurrir o ya ocurrióuno, ahora es momento de estudiar como podemosmantener el control del pozo con los equipossuperficiales, y los procedimientos y cálculos necesariospara volver a la condición de sobre balance.




• Cabezal: Para TR superficial. La parte inferiorpuede ser soldable o con rosca para servirde enlace a la TR superficial o conductora.La brida superior sirve de base para elcarrete de TR, o para instalar el arreglo depreventores. En el interior de la brida tieneun tazón o nido (recto o cónico) donde sealojan las cuñas o bolas colgadoras de la TRsiguiente. Las salidas laterales son de bridacon ranura para anillos empacadores API yorificios para birlos con tuercas.




• Cabezal: Carrete para TR. Por dentro de la bridainferior tiene una preparación para recibir laboca de la TR intermedia y sus sellossecundarios. En el interior de la brida superior(tazón recto o cónico) acepta las cuñas quesostendrán las siguientes TR. Las salidaslaterales son de bridas con ranuras para anillosAPI y orificios para birlos con tuercas. Cadacabezal y carrete de TR tiene instalado en sussalidas laterales una o dos válvulas decompuerta para el control de los espaciosanulares de las tuberías de revestimiento.




• Cabezal: Carrete de Producción. Estos ensamblesse surten para varios tamaños y presiones detrabajos. Sirve de enlace entre un cabezal o carretede TR y el medio árbol de válvulas o para instalar elarreglo de preventores por su brida superior.Dentro de la brida inferior recibe el conjunto desellos secundarios que circunda la última tuberíade revestimiento que llegue hasta la superficie.Alrededor de la brida superior tiene los yugos quesujetan al colgador de tubería de producción.Además cuentan con salidas laterales con ranuraspara anillos API y birlos con tuercas.




• Cabezal: Bolas colgadoras y envolventes. Sealojan en el “nido” del cabezal de TR o TP. Es“colgadora” cuando sostiene a la TR o TP y es“envolvente” cuando las circunda, también seutiliza un niple o colgador de TP el cual seenrosca o aloja en el carrete adaptador-colgadordel medio árbol de válvulas.




•Preventores (Blow Out Preventer BOP): El sistema dePreventores es realmente un juego de válvulashidráulicas de grandes dimensiones. Los BOP tienendiámetros grandes, están clasificados para alta presióny operan rápidamente. Sirven para cerrar el pozo en unasituación de brote y evitar un descontrol, una vezconseguido esto permiten regresar al pozo a unasituación de sobre balance.




•Preventores Anulares: Conocidos comúnmente comopreventores esféricos o simplemente Hydrils por lamarca de mayor comercialización, probablemente seanlos dispositivos más versátiles para controlar la presiónen el cabezal del pozo. El preventor anular se utilizacomo un sello de cierre alrededor de cualquier cosa quepueda estar en el pozo y como un cabezal de lubricaciónpara mover o deslizar la tubería bajo presión.




• Preventores Anulares: La mayoríade los preventores anularesmodernos cierran alrededor de laflecha kelly, los lastrabarrenas, latubería de perforación, la sarta detrabajo, la TR, las líneas de cableso, en una emergencia, el pozoabierto sin tubería.




• Preventores Anulares: Elpreventor consiste de unelemento de empaque circularhecho de goma, un pistón, uncuerpo y un cabezal (tapa).Cuando se bombea fluidohidráulico en la cámara de cierre,ocurre una secuencia en la cual elelemento de sellado esempujado hacia adentro.




•Preventores de Ariete oRAMS: El ariete de tubería es elpreventor básico. La confiabilidad deeste preventor se debe en parte a susimplicidad. La mayoría de lospreventores de ariete se cierran conuna presión de operación de 1,500[psi] y esto no debe variar a no serque las condiciones específicas o eltipo de ariete requieran una presión oun procedimiento diferente.




•Preventores de Ariete: Losarietes vienen en muchos tamañosy clasificaciones de presión, existende varias clases de arietes hechos amedida o especializados que sediseñan para ciertas aplicaciones enparticular. Diferentes tipos dearietes pueden estar ubicadostodos juntos en un cuerpo o en unacarcaza, operados a control remotopor medio de presión hidráulica.




•Preventores de Ariete: Lasesclusas de la mayoría de lossistemas de preventores secierran por medio de pistoneshidráulicos. El vástago del pistónsella contra el pozo por medio deun sello de labio primarioinstalado en la carcaza, a travésdel cual pasa el vástago deoperaciones.




•Preventores de Ariete: Los arietes de tubería estándiseñados para cerrar alrededor de la misma aislando elespacio anular. La parte básica es al mismo tiempo lalimitación principal de un ariete para tubería ya queestos no pueden cerrar en lastrabarrenas, flecha kelly oalgún otro tipo de elemento diferente a la tubería deperforación.




•Preventores de Ariete: Elelemento principal de unpreventor de ariete es un bloquede acero cortado para encajarcon el tamaño de la tuberíaalrededor de la cual se cerrará. Laintención es que el recorte cierrey provea un buen sello alrededorde un diámetro o tamaño detubería en particular.




•Preventores de ArieteCiegos: Los arietes ciegos sonun tipo especial que no tieneun recorte para la tubería en elcuerpo de la esclusa. Losarietes ciegos tienenelementos de empaquegrandes y se hacen para cerrarsin que haya tubería en el pozo.




•Preventores de ArieteCortadores: Los arietes decorte son otro tipo de preventor,la característica principal es quesu elemento de sello cuenta conhojas especiales para cortartubulares. Es probable que seanecesario usar presionesreguladas más altas que lasnormales para operarlos.




•Preventores de Ariete Ciegos/Cortadores: Los arietesciegos/cortadores combinan tanto la capacidad ciega decerrar el pozo abierto como la capacidad de cortar.Ofrecen la ventaja de cortar la tubería y después sellarel pozo. Otra ventaja de los arietes ciegos/cortadores esel espacio que se ahorra al usar un solo juego para hacerel trabajo tanto de los arietes ciegos como de los arietescortadores.




•Preventores de ArietesVariables: Las esclusas dediámetro variable sellanvarios tamaños de tubería,tienen la enorme ventaja deque no es necesariocambiarlos cuando se correTR ahorrando tiempo deoperación.




•Preventores Rotativos o Cabeza Rotatoria: Este tipo depreventores no son los convencionales (anular y deariete) que podemos encontrar en un equipo deperforación o reparación de pozos, o en operacionesespeciales con tubería flexible o línea de acero. Seutilizan cuando se realiza perforación bajo balance ypermiten mantener el control del pozo mientras seperfora.




•Preventores: Se puedearmar el arreglo de preventorescon una variedad deconfiguraciones. El código APIpara describir las configuracionesdel arreglo está incluido en lanorma API RP53. Los códigosrecomendados para designar loscomponentes de los arreglos depreventores de reventones son:



• A = preventor de reventones tipo anular.

• G = cabezal giratorio.

• R = preventor tipo simple, con un solo juego dearietes (esclusas), ciego o de tubería.

• Rd = preventor del tipo doble, con doble juego de

• arietes, colocados como se prefiera.

• Rt = preventor del tipo triple, con tres juegos de

• esclusas, colocados como se prefiera.

• CH = conector a control remoto que conecta elcabezal del pozo o los preventores unos con otros.

• CL = conector de baja presión a control remoto queconecta el riser con el conjunto de BOP..

• S = Carrete con conexiones de salida laterales paralas líneas del estrangulador y control (ahogo)

• M = clasificación de trabajo de 1000 [psi].


•Preventores: Los componentesse indican leyendo desde el fondode la columna de preventores haciaarriba. Se puede identificar lascolumnas de preventores pormedio de simples combinaciones,por ejemplo:

• 15M-7-1/6” (179.39 mm)-RSRRA

• 5M-18-3/4” (476.25 mm)-SRRRA

• 10M-13.5/8” (346.08 mm)-RSRRAG




•Preventores: El arreglo depreventores se instala encima delcabezal que mencionamosanteriormente, una vez que setermina la operación deperforación y el pozo estátotalmente asegurado sedesmantela el arreglo y se colocaencima el medio árbol deproducción.




•Preventores: Como hemosobservado a lo largo de las múltiplesimágenes presentadas, el conjunto depreventores y los cabezales, así comotoda válvula utilizada para el control,se conectan mediante bridas, paraesto es necesario utilizar anillos demetal que provean el sello herméticoen dichas conexiones, dicho sello esmetal-metal y si no funciona el peligrode un descontrol grave durante unbrote se maximiza.




•Preventores: Al ser de metal losanillos se debe de ser cuidadososen su manejo, una caída o golpecon suficiente fuerza puedendeformarlo y provocar nulahermeticidad. Se recomiendasupervisar la instalación cuando larealizan obreros inexperto paraevitar que utilicen cepillos dealambre para limpiarlos.




•Preventores: Una vez instaladosse deben de someter a pruebasde hermeticidad, se realizan poralta y baja presión al 80% de sucapacidad y al 10% de la misma. Esdecir, para un arreglo depreventores de 5,000 [psi] laprueba por alta se hace con4,000 [psi] y por baja a 500 [psi]de presión.




•Acumulador de Presión o Bomba Koomey: Si seidentifica un brote o ya es inminente un descontrol esnecesario cerrar el pozo con la mayor velocidad posible.Para esto los preventores requieren de una unidad queles suministre la presión hidráulica necesaria para cerrarde manera rápida. A este sistema se le conocecomúnmente como Bomba Koomey y se trata de unacumulador de presión.




•Bomba Koomey: Es elsistema de control queacciona el arreglo depreventores y permite aplicarla potencia hidráulicasuficiente y confiable paraoperar todos los preventoresy válvulas hidráulicasinstaladas.




•Bomba Koomey: EL APIestablece en la norma RP-16E losrequerimientos que se deberántener en cuenta para la selecciónde una adecuada unidad de cierreen función al tamaño, tipo ynúmero de elementos hidráulicosque serán operados para lograr uncierre. Los elementos básicos de unsistema de control son:



• Depósito almacenador defluido

• Acumuladores

• Fuentes de Energía - Unidadesde cierre

• Consolas de control remoto

• Válvula de control para operarlos preventores.


•Bomba Koomey:•Depósito almacenador: Cada

unidad de cierre tiene undepósito de fluido hidráulicoel cual debe tener cuandomenos el doble de lacapacidad del banco deacumuladores.




•Bomba Koomey:•Banco de acumuladores: Los

acumuladores son recipientesque almacenan fluidoshidráulicos bajo presión. Pormedio del gas de nitrógenocomprimido, los acumuladoresalmacenan energía, la cual seráusada para efectuar un cierrerápido.




•Bomba Koomey:•Banco de acumuladores: Se

requiere mínimo que todas las unidadesde cierre estén equipadas con un bancode acumuladores que tenga suficientecapacidad volumétrica para suministrarun volumen usable de fluido para cerrarun preventor de arietes, un preventoranular, más el volumen requerido paraabrir la válvula hidráulica de la línea deestrangulación (con las bombasparadas).




•Bomba Koomey:• Banco de acumuladores: El banco

de acumuladores deberá accionar elsistema para que cada preventor dearietes cierre en un tiempo no mayorde 30 segundos. El tiempo de cierrepara preventores anulares menores de18 ¾” [pg] de diámetro no deberá sermayor de 30 segundos. Si el preventoranular tiene más de 18 ¾” [pg] dediámetro o más deberá cerrarse en 45segundos.




•Bomba Koomey:• Banco de acumuladores: Los

acumuladores no deben operar amás de 3,000 [psi], su presión deprecarga debe ser de 1,000 a 1,100[psi] y usar únicamente nitrógeno(N2 ). Estos cuentan con una válvulade seguridad que abre a las 3,500[psi].




•Bomba Koomey:• Fuentes de Energía: Las bombas

son instaladas de tal manera quecuando la presión en losacumuladores baje al 90% de lapresión de operación arranquenautomáticamente para restablecer lapresión. La bomba Koomey tambiéndebe de abrir la válvula hidráulica quese encuentra instalada en las líneas decontrol superficial.




•Líneas de control:• Por debajo de los preventores,

en el carrete de trabajo, salenlíneas que permiten dirigir el flujodel pozo una vez cerrado hacia elmanifold de estrangulación quepermite ejecutar el control en elcaso de un brote o descontrol.




• Líneas de control: En una rama de esas líneas, seencuentra la válvula hidráulica, esta se abre y cierra demanera automática con la energía proporcionada por labomba koomey. Es de gran importancia durante elprocedimiento de cierre y control de pozo. Después dela válvula hidráulica el camino es hacia el manifold deestrangulación. En la otra rama se tiene una conexiónllamada línea de matar.




•Manifold de estrangulación: El propósito del manifold esel de proveer un método de circulación desde el arreglode preventores bajo una presión controlada. El manifoldprovee rutas alternativas para que se puedan cambiar oreparar los estranguladores y las válvulas contenido enel mismo.




•Manifold de estrangulación:




•Manifold de estrangulación: En el manifold se encuentraun elemento vital del control del pozo que es elestrangulador, de ahí el nombre de manifold deestrangulación.




• Estrangulador: El estranguladorcontrola el gasto de los fluidos delpozo durante el control, esto se lograal restringir el flujo a través de unorificio generando una contrapresiónen el sistema, lo que permitecontrolar el gasto y la presión delpozo. Los estranguladores paracontrolar pozos tienen un diseñodiferente que los estranguladorespara producción.




•Estrangulador: La mayoría delas operaciones de controlutilizan estranguladoresajustables a distancia oautomáticos y se cuenta conuno que se puede ajustarmanualmente en caso de queel automático falle.




•Consola de Estrangulación: Setrata de un dispositivo quepermite controlar de maneraautomática la apertura ycierre del estrangulador,además de constar conmanómetros que permitenmonitorear la presión en laTR y la TP durante el control.




•Separador Gas – Lodo: Comolo indica su nombre, sufunción es la de separar el gasque viene cortando el lododurante el control,generalmente el lodo seincorpora a las presas por lastemblorinas y el gas se dirigea un quemador.




• En general estos son los componentes principales del Sistemade Control de Brotes, su función es cerrar el pozo ante unposible evento de brote o descontrol y después permitir elcontrol del pozo. También podemos decir que la sarta y elsistema de circulación son parte vital del control, sin ellosdevolver el pozo a una condición segura es imposible.

• Ya conocemos el Sistema de Control de Brotes, ahora esmomento de aprender como llevar acabo un control haciendouso de estos componentes y de conceptos de presiónhidráulica.




• Comportamiento del fluido invasor: El gas al ser un fluido altamentecompresible ocupará un determinado volumen en el espacio quedepende de la presión a la que esté sometido. Si se permite que seexpanda entonces ocupará un volumen muy grande, y comoconsecuencia provocará un mayor desplazamiento de lodo, lo queimplica una alta reducción de la presión hidrostática por la columna defluido.

• Esto es muy importante de entender, si la burbuja se desplaza hacia lasuperficie sin permitirle que se expanda sería necesario sostener lapresión mediante el estrangulador, lo que incrementaría la presión en elfondo a un nivel de alto riesgo para la formación, provocando unafractura en el fondo o a la altura de la zapata.




• Comportamiento del fluido invasor: Adicionalmente, la burbuja llegaría auna alta presión a la superficie, dicha presión tendría que ser soportadapor las líneas de control, pudiendo incluso rebasar la presión de trabajode las mismas provocando una situación de riesgo no deseable en lasuperficie. Es por esto que se debe de permitir la expansión de maneracontrolada haciendo uso del estrangulador.

• Al operar el estrangulador se libera la presión del espacio anularprovocando la expansión del gas, sin embargo, hay que ser cuidadosos,porque si esa liberación de presión se hace de manera descontrolada,reduciendo la presión en el fondo, esto provocará que el yacimientoaporte un nuevo volumen de gas al pozo, evitando así el control delmismo.




• Comportamiento del fluido invasor. Sin expansión:




• Comportamiento del fluido invasor. Con expansión:




• Procedimientos de cierre de pozo durante un brote: Losprocedimientos de cierre dependen de la operación que seesté ejecutando en el momento de presentarse un brote, esdecir, no es lo mismo mientras se perfora con Kelly o con topdrive, si se mete o saca tubería de perforación, si se estábajando TR o cementando la misma, hay una serie deprocedimientos bien definidos para cada caso y queúnicamente enunciaremos en esta presentación.




•Métodos de control de pozos: Los principales métodosde control de pozos son:•El método del Perforador.•El método del Ingeniero (Espere y Densifique).•El método Concurrente.

•Estos métodos tienen como objetivo aplicar una presiónconstante en el fondo del pozo para desalojar el brotehasta que se obtiene nuevamente la condición sobrebalance.




•Métodos de control de pozos. METODO DEL PERFORADOR.

• Se basa en el principio básico de control, requiere de un ciclo decirculación completo para que los fluidos invasores circulen fuera delespacio anular utilizando el lodo con densidad original a un gasto ypresión constante y un estrangulador ajustable. Se usa ampliamentepor su facilidad de aplicación, ya que al detectar la presencia de unbrote se toman medidas inmediatas para desalojarlo.

• Ya que se desalojo el brote del pozo entonces se procede a realizarotro ciclo de circulación pero con la densidad de lodo necesaria paramantener la condición sobre balance.




• Métodos de control de pozos. METODO DEL PERFORADOR.

• Se basa en el principio básico de control, requiere de un ciclode circulación completo para que los fluidos invasores circulenfuera del espacio anular utilizando el lodo con densidadoriginal a un gasto y presión constante y un estranguladorajustable. Se usa ampliamente por su facilidad de aplicación, yaque al detectar la presencia de un brote se toman medidasinmediatas para desalojarlo.




• Métodos de control de pozos. METODO DEL PERFORADOR.




• Métodos de control de pozos. METODO DEL INGENIERO(DENSIFICAR Y ESPERAR ).

• Este método implica que estando el pozo cerrado se tenga queesperar mientras se prepara lodo con la densidad adecuada yequilibrar la presión hidrostática con la presión de laformación, así como recabar los datos necesarios y efectuar loscálculos para efectuar el control del pozo.




• Métodos de control de pozos. METODO DEL INGENIERO (DENSIFICAR Y ESPERAR ).



GRACIASIng. Juan Carlos Sabido Alcántara

Ingeniero Petrolero

Facultad de Ingeniería UNAM

Ing. Juan Carlos Sabido AlcántaraEquipos y Herramientas de Perforación de Pozos

Semestre 2019-1129

presentación de powerpoint · •dicho de otra forma, el proceso de compactación ocurre mientras...

Documents