Descontrol de pozos

1. Control de Brotes 1 ÍNDICE Página I. DEFINICIONES 1 II. CAUSAS Y ORIGEN DE UN BROTE 5 Densidad equivalente del lodo 5 Llenado insuficiente durante los viajes de tubería 5 Contaminación del lodo con gas 6 Pérdidas de circulación 6 Efecto de sondeo al sacar la tubería 6 III. INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE 7 Indicadores al estar perforando 7 Indicador al sacar o meter tubería 7 Indicadores al sacar o meter herramienta 8 Indicadores sin tubería en el pozo 8 IV. EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE SEGURIDAD Y CONTROL 8 Cabezal de tubería de revestimiento 8 Preventor anular 8 Preventor de arietes 9 Arreglos de preventores 9 Múltiple de estrangulación 11 Líneas de matar 12 Estranguladores variables 12 Válvula de seguridad de TP 12 V. SISTEMA DE CONTROL DEL CONJUNTO DE PREVENTORES 12 VI. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE 13 Procedimiento de cierre al estar perforando 13 Procedimiento de cierre al viajar con TP 14 Procedimiento de cierre al sacar o meter herramientas (lastrabarrenas) 15 Procedimiento de cierre sin tubería dentro del pozo 15 Control de Brotes

2. Control de Brotes 2 Página VII. COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO INVASOR 15 Características del fluido invasor (gas) 15 VIII. MÉTODOS DE CONTROL DE UN BROTE 16 Método del perforador 17 Método de densificar y esperar (del ingeniero) 18 Método concurrente 19 IX. CONTROL DE POZOS EMPLEANDO EL EQUIPO SNUBBING 21 Usos del equipo snubbing 22 Con tubería fuera del pozo 23 Reventón subterráneo 23 Mantener el control en viajes 24 Perforando pozos 25 Pozos en producción 25 Control de pozos con unidades snubbing 25 Cierre del pozo 25 Pozo fluyendo 26 X. PROBLEMAS COMUNES EN CONTROL DE BROTES 26 Estrangulador erosionado o tapado 26 Presiones excesivas en tuberías de revestimiento 26 Problemas de gas somero 27 Cuando la tubería no se encuentra en el fondo del pozo 27 Pozo sin tubería 27 Presiones excesivas en la tubería de perforación 27 Pérdida de circulación asociada a un brote 27 XI. SIMULADOR DE BROTES 27 XII. REVENTÓN EN EL SUR DE LOUISIANA, E.U.A. 28 Preguntas y respuestas Nomenclatura Referencias

3. Control de Brotes 3 Control de Brotes I. DEFINICIONES Todo el personal que labora en las actividades de perforación de pozos deberá contar con los conocimientos necesarios para interpretar los diversos principios, conceptos y procedimientos obligados para el control de un brote en un pozo. Por lo tanto iniciaremos con la definición de conceptos para este capítulo: Brote: Es la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, tales como aceite, gas, agua, o una mezcla de estos. Al ocurrir un brote, el pozo desaloja una gran cantidad de lodo de perforación, y si dicho brote no es detectado, ni corregido a tiempo, se produce un re- ventón o descontrol. Descontrol.- Se define como un brote de fluidos que no pueden manejarse a voluntad. Tipos de presión: Hidrostática (Ph). Se define como la presión que ejerce una columna de fluido debido a su densidad y altura vertical y se expresa en kg/ cm2 o lb/pg2 . Ph = Profundidad (m) x Densidad fluido (gr/cm3 ) 10 o bien Ph = Prof. (pies) x Densidad (lb/gal) x 0.052 Para el caso de pozos direccionales se deberá de tomar la profundidad vertical verdadera Hvv. Densidad: Es la masa de un fluido por unidad de volumen y se expresa en gr/cm3 o lb/gal. Gradiente de presión (Gp): Es la presión hidrostática ejercida por un fluido de una densidad dada, ac- tuando sobre una columna de longitud unitaria. Presión de formación: Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca. También se le denomina presión de poro. La presión de formación se clasifica en: ·Normal ·Anormal Las formaciones con presión normal son aquéllas que se controlan con densidades del orden del agua salada. Para conocer la “normalidad” y “anormali- dad” de cierta área, se deberá establecer el gradiente del agua congénita de sus formaciones, conforme al contenido de sus sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene un gradiente de 0.107 kg/cm2 /m considerando agua congénita de 100, 000 ppm de cloruros. Las formaciones con presión anormal pueden ser de dos tipos: Subnormal es aquélla que se controla con una densidad menor que la de agua dulce, equivalente a un gradiente menor de 0.100 kg/cm2 / m. Una posible explicación de la existencia de tales presiones en formaciones, es considerar que el gas y otros fluidos han migrado por fallas u otras vías del yacimiento, causando su depresionamiento. El segundo tipo son formaciones con presión anormalmente alta. La presión se encuentra por en- cima de la considerada como presión normal. Las densidades para lograr el control de estas presiones equivalen a gradientes hasta 0.224 kg/cm2 /m. Estas presiones se generan por la compresión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores y se consideran formaciones selladas, de tal forma que los fluidos no pueden escapar hacia otras formaciones. Para cálculos prácticos de control de pozos la pre- sión de formación (Pf) puede calcularse con la pre- sión de cierre en la tubería de perforación (TP) y la presión hidrostática en el fondo del pozo.

4. Control de BrotesControl de Brotes GRADIENTE DE PRESIÓN NORMAL DE FORMACIÓN 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 PROFUNDIDADENMETROS PRESIÓN (Kg/cm2) GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE FORMACIÓN 0.231 kg/cm2 /m DENSIDAD DE LODO DE PERFORACIÓN ( gr/cm3 ) 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 4 Pf = PCTP + Ph La presión de formación también se calcula suman- do la presión de cierre en la tubería de revestimien- to (TR) y la presión hidrostática de los fluidos dentro del pozo. Algunas formaciones están usualmente asociadas con gruesas capas de lutita arriba y debajo de una formación porosa. Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son: ·Datos de sismología (Velan) ·Parámetros de perforación ·Registros geofísicos Presión de sobrecarga: Es el peso de los materiales a una profundidad determinada. Para la costa del Golfo de México se tiene calculado un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/cm 2 /m (figura 1). Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación ya que es muy frecuente encontrar variaciones muy significativas. Las rocas del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 gr/cm 3 . En la gráfica siguiente se muestran las presiones de sobrecarga y la normal para el área de la costa del Golfo de México. Presión de Fractura. Es la que propicia una falla mecánica en una formación. Como consecuencia, genera una pérdida de lodo durante la perforación. Existen varios métodos para determinar el gradiente de fractura que han sido propuestos por varios au- tores como: Hubert y Willis, Mattews y Kelly, Eaton. En la práctica, en el campo se determina en la “prueba de goteo” que consiste en aplicar al agujero des- cubierto inmediatamente después de perforar la zapata, una presión hidráulica equivalente a la pre- sión hidrostática con que se perforará la siguiente etapa sin que se observe abatimiento de presión en 15 o 30 minutos. Presión de fondo en el pozo. Cuando se perfora se impone presión en el fondo del agujero en todas direcciones. Esta presión es la resultante de una suma de presiones que son la hidráulica ejercida por el peso del lodo; la de cierre superficial en tu- bería de perforación (TP); la de cierre superficial en tubería de revestimiento (TR); la caída de presión en el espacio anular por fricción; y las variaciones de presión por movimiento de tuberías al meterlas o sacarlas (pistón/sondeo). Presión diferencial. Generalmente, el lodo de per- foración tiene mayor densidad que los fluidos de un yacimiento. Sin embargo, cuando ocurre un brote, los fluidos que entran en el pozo causan un des- equilibrio 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 el interior de TP. La presión diferencial es la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de fondo. Es negativa si la presión de fondo es mayor que la hidrostática. Se dice que una pre- sión es positiva cuando la presión del yacimiento es mayor que la presión hidrostática y es negativa cuando la presión hidrostática es mayor que la del yacimiento. La perforación de un pozo se describe como un sistema de vasos comunicantes tipo “U” (figura 2). Pérdidas de presión en el sistema. En un sistema de circulación de lodo de perforación las pérdidas o Figura 1 Gradientes de formación. 33 Bibliografía Programa de capacitación WellCap Petróleos Mexicanos PEP - UPMP Certificado por IADC Firefighting and Blowout Control L. William Abel, Joe R. Bowden, Sr. Patrrik J. Campbell 1994, Wild Well Control, Inc. Procedimiento Detallado para el Control de Brotes M. en I. Pedro J. Caudillo Márquez Revista Ingeniería Petrolera Snubbing Guidelines I. William Abel, P. E. Wild Well Control Inc. Aplied Drilling Engineering Adam T. Bourgoyne, Martin E. Chernevert Keith K. Millheim, F.S. Young Jr. SPE Textbook series Vol.2 Simulation System /www.digitranhg.com Digitran, Inc. USA Control dinámico de reventones Robert D. Grace Bob Cudd Asociaciones Canadienses de Ingenierías y Contra- tistas de Perforación de Pozos Traducción parcial: M.en I. Filemón Ríos Chávez API American Petroleum Institute Hydril es una marca registrada de Hydril Company de Houston, Texas; la cual es protegida por las leyes de Estados Unidos de America, México y otros pai- ses, parte del equipo aqui descrito es una invención de Hydril quien se reeserva todos los derechos de propiedad de marca e intelectuales y no ha otorgado per- miso o licencia alguna de ello a ninguna persona.

5. Control de BrotesControl de Brotes 5 caídas de presión se manifiestan desde la descarga de la bomba hasta la línea de flote. En la práctica se tienen cuatro elementos en los cuales se consideran las pérdidas de presión en el sistema, estos son: · Equipo superficial · Interior de tuberías (TP y herramienta) · A través de las toberas de la barrena. · Espacio anular. Las pérdidas dependen principalmente de las propiedades reológicas del lodo, la geometría del agujero y los diámetros de la sarta de perforación. Cuando en campo se adolece de los elementos necesarios para calcular las pérdidas de presión del espacio anular, es posible tener una buena aproximación con relación al diámetro de la barrena de acuerdo a los porcentajes mostrados en la tabla 1. II. CAUSAS Y ORIGEN DE UN BROTE Durante las operaciones de perforación, se conser- va una presión hidrostática ligeramente mayor a la de formación. De esta forma se previene el riesgo de que ocurra un brote. Sin embargo en ocasiones, la presión de formación excederá la hidrostática y ocurrirá un brote, esto se puede originar por lo siguiente: ·Densidad insuficiente del lodo ·Llenado insuficiente durante los viajes ·Sondeo del pozo al sacar tubería rápidamente ·Contaminación del lodo ·Pérdidas de circulación A continuación explicaremos cada una: Densidad insuficiente del lodo. Esta es una de las causas predominantes que originan los brotes. En la actualidad se ha enfatizado en perforar con densidades de lodo mínimas necesarias de control de presión de formación, con el objeto de optimizar las velocidades de perforación. Pero se deberá tener especial cuidado cuando se perforen zonas permeables ya que, los fluidos de la formación pueden alcanzar el pozo y producir un brote. Los brotes causados por densidades insuficientes de lodo pudieran parecer fáciles de controlar con sólo incrementar la densidad del lodo de perfora- ción. Por las siguientes razones, esto puede ser lo menos adecuado: • Se puede exceder el gradiente de fractura. • Se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial. •Se reduce significativamente la velocidad de penetración. Llenado insuficiente durante los viajes de tube- rías. Ésta es otra de las causas predominantes de brotes. A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel de lodo disminuye por el volumen que desplaza el acero en el interior del pozo. Confor- me se extrae tubería y el pozo no se llena con lodo, el nivel del mismo decrece y por consecuencia también la presión hidrostática. Esto se torna crítico cuando se saca la herramienta de mayor desplazamiento como lo son: Figura 2 Tubo “U”. 'LiPHWUR %QD SJ DtGD GH SUHVLyQ SUHVLyQ GH ERPEHR

6. 26, 22, 16, 18 ½, 17 ½, 14 ¾ 10 12, 9 ½, 8 ½, 8 3/8 15 6 ½, 5 7/8 20 Menores 30 Tabla 1 Caída de presión. Pea PTP PF PF PF PF PTP 32 3. Mencione los principales indicadores que anticipan un brote. Respuesta × Incremento del volumen en las presas × Incremento de la velocidad de perforación × Incremento de la velocidad de bombeo × Disminución de la presión de bombeo 4. ¿Qué consideraciones se deben tomar para evitar una comunicacion del pozo a la superficie por fuera de las tuberías de revestimiento? Respuesta Evitar un mal manejo de las presiones que pue- dan ocasionar una fractura de las formaciones debajo de la zapata, al desplazar la burbuja de gas a al superficie. 5. ¿En qué casos se utiliza el equipo snubbing? Respuesta Para meter o sacar tubería con presiones en la cabeza del pozo, facilitando su control. En México tam- bién se emplea para realizar reparaciones a pozos. Glosario r Densidad del lodo gr/cm3 rc Densidad de control gr/cm3 Dl Tubería de perforación debajo de interfase gas/lodo pies DP Caída de presión Dpsist Caída de presión del sistema Kg/cm2 DSICP Reducción requerida de presión superficial psi. Cdc Capacidad anular de los lastrabarrenas lt/m. D pest caída de presión estimada Kg/cm 2 Cag Capacidad de agujero en lt/m. Ctp Capacidad anular de tp en lt/m. Ctr Capacidad anular de tr en lt/m. Db Diámetro de barrena pg. rfi Densidad del fluido invasor gr/cm3 fint Diámetro interior en pg. Cadc Capacidad en espacio anular entre agujero y lastrabarrenas lt/m Dtp Diámetro de tp en pg.. f Factor Fo Fracción de volumen de aceite Fw Fracción de volumen de agua L Longitud (m) Lb Longitud de burbuja m. Ldc Longitud de los lastrabarrenas (m) Ltp longitud de TP en pies Ne Número de emboladas PCTP Presión de cierre en TP kg/cm2 PCTR Presión de cierre en TR kg/cm2 Pf Presión de formación kg/cm2 Pfb Presión final de bombeo kg/cm2 Pfc Presión final de circulación kg/cm2 Pg Presión del gas kg/cm2 Ph Presión hidrostática kg/cm2 Pic Presión inicial de circulación kg/cm2 Pr Presión reducida de circulación Psmax Presión superficial máxima kg/cm2 Qo Gasto antes del brote gal/min Qr Gasto reducido gal/min TP Tubería de perforación TR Tubería de revestimiento V Volumen en litros Vdc Volumen anular de lastrabarrenas lts. Vg Volumen ganado lts Volp Volumen del pozo bl f e Diámetro estrangulador pg Ddc Diámetro de lastrabarrenas pg DesTP Desplazamiento efectivo de TP epm Número de emboladas por minuto Fs Fracción de volumen de sólidos Gf Gradiente de fractura H Profundidad m CAPan Capacidad del espacio anular entre TP y el pozo bbl / ft Pb Presión de bombeo kg /cm 2 Ph Presión hidrostática en tp kg / cm 2 Phea Presión hidrostática en espacio anular kg / cm 2 Ps Presión en superficie kg / cm 2 Hvv Profundidad vertical verdadera m. Vepm Volumen de emboladas por minuto lt Vemb Volumen por embolada lt ppm Partes por millón Vfi Volumen fluido invasor P Presión de fondo kg / cm 2 Pea Presión en espacio anular kg / cm 2 CeaTP Capacidad espacio anular entre agujero y TP lt / m P TP Presión en TP tp F

7. Control de BrotesControl de Brotes 6 los lastrabarrenas y la tubería pesada de perfora- ción (Heavy Weight). De acuerdo con las normas API-16D y API-RP59, al estar sacando tubería, debe llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo acuse una disminución de 5 kg/ cm2 (71 lb/pg2 ), en términos prácticos cada cinco lingadas de tubería de perforación. Contaminación del lodo con gas: Los brotes tam- bién se pueden originar por una reducción en la densidad del lodo a causa de la presencia del gas en la roca cortada por la barrena. Al perforar dema- siado rápido, el gas contenido en los recortes, se libera ocasionando la reducción en la densidad del lodo. Eso reduce la presión hidrostática en el pozo, permitiendo que una cantidad considerable de gas entre al pozo. El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo “cortado” y una pequeña cantidad de gas en el fondo representa un gran volumen en la superficie. Los brotes que ocurren por esta causa, ter- minan transformándose en reventones por lo que al detectar este brote se recomiendan las siguientes prácticas: ·Reducir el ritmo de penetración ·Aumentar el gasto de circulación ·Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo Pérdidas de circulación. Son uno de los problemas más comunes durante la perforación. Se clasifican en dos tipos: ·Pédidas naturales o intrínsecas. ·Pérdidas mecánicas o inducidas. Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación, se corre el riesgo de tener un brote y éste se incrementa al estar en zonas de alta presión o en el yacimiento, en pozos delimi- tadores y exploratorios. Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática disminuye al punto de permitir la entrada de fluidos de la formación al pozo, ocasionando un brote. Para reducir las pérdidas de circulación se recomiendan las siguientes prácticas: ·Emplear la densidad mínima que permita mantener un mínimo de sólidos en el pozo. ·Mantener la reología del lodo en condiciones óptimas. ·Reducir las pérdidas de presión en el espacio anular. ·Evitar incrementos bruscos de presión. ·Reducir la velocidad al introducir la sarta. Efectos de sondeo al sacar la tubería: El efecto de sondeo se refiere a la acción que ejerce la sarta de perforación dentro del pozo, cuando se mueve hacia arriba a una velocidad mayor que la del lodo, máxime cuando se “embola” la herramienta con sólidos de la formación. Esto origina que el efecto sea mucho mayor (figura 3). Si esta reducción de presión es lo suficientemente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por debajo del de la formación, dará origen a un des- equilibrio que causará un brote. Entre las variables que influyen en el efecto de sondeo se tienen las siguientes: ·Velocidad de extracción de tubería ·Reología del lodo Figura 3 Efecto de sondeo. 31 con bromuro de zinc. Se midió el nivel del fluido dentro de la tubería a 2,480 pies. La presión de cierre en la tubería de revestimiento de 7 5/8” fue de 800 lb/pg2 , como consuecuencia de la recarga de las zonas poco profundas. El pozo se abrió a la atmósfera y el gas de las zonas recargadas poco profundas se quemó por más de una semana. En conclusión, los procedimientos de control de pozos pueden y deben ser diseñados y la dinámica de los fluidos empleados han probado ser una solución confiable del diseño. Las ventajas de la dinámica de los fluidos empleados aquí son 1. Pronosticables 2. La presión sólo se ejerce en las tuberías de control debido a la fric- ción. 3. No hay consecuencias adversas Preguntas y respuestas 1. En la perforación de pozos petroleros, ¿cuáles son los factores críti- cos que ocasionan un brote? Respuesta: × No reestablecer el volumen de acero con fluido de perforación durante viajes de tubería. × Pérdidas de circulación severas × Permitir que la densidad del fluido de perforación disminuya debido a la contaminación por fluidos de la formación 2.- ¿ Qué acciones debe tomar la cuadrilla ante la presencia de un brote? Respuesta: × Cerrar el pozo × Registrar las presiones × Aplicar el método de control adecuado Tubería de producción Figura 31 6DUWD SDUD PDWDU ´ 13 3/8” a 3,538’ (1, 078 m) Empacador a 14, 500’ (4, 420 m) 9 5/8” a 11, 650’ (3, 551 m) 7 5/8” a 13, 000’ (3, 962 m) TRC 5” a 15, 000’ (4, 572 m) Boca LN a 12, 695’ Disparo 14, 586’ -14, 628’ ( 4, 446 - 4, 459 m) Tabla 4 Propiedades del fluido bromuro de zinc para matar Lecturas del Medidor Fann RPM LECTURAS 'HQVLGDG OEJDO S+ VDO 9LVFRVLGDG SOiVWLFD FS 3XQWR FHGHQWH OE SLHV

8. Control de BrotesControl de Brotes 7 ·Geometría del pozo ·Estabilizadores en la sarta III. INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE Al 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 re- ventón. Con una detección oportuna las estadísti- cas demuestran que se tiene hasta un 98% de pro- babilidad de controlarlo. Los indicadores de que el lodo fluye fuera del pozo durante la perforación son: ·Al perforar ·Al sacar o meter tubería de perforación ·AL sacar o meter herramienta ·Sin tubería dentro del pozo Indicadores al estar perforando: a) Aumento en la velocidad de penetración: La velocidad de penetración está en función de varios factores como lo son peso sobre barrena, velocidad de rotación, densidad de lodo e hi- dráulica. Pero también se determina por la pre- sión diferencial entre la presión hidrostática del lodo y la presión de la formación. Es decir, que si la presión de formación es mayor, aumentará considerablemente la velocidad de penetración de la barrena. Cuando esto ocurra y no se tenga ningún cambio en los otros parámetros, se debe tener precaución si se están perforando zonas de presión anormal o el yacimiento en un pozo exploratorio. b) Disminución de la presión de bombeo y aumen- to de emboladas. Cuando se está perforando y ocurre un brote, los fluidos debido al brote se ubican únicamente en el espacio anular y éstos tienen una densidad menor a la del lodo, por lo que la presión hidrostática dentro de la tubería será mayor, propiciando que el lodo dentro de la sarta de perforación fluya más rápido hacia el espacio anular, con la consecuente disminución de presión de bombeo y el aceleramiento de la bomba de lodo que manifiesta un aumento del número de emboladas por minuto. Sin embargo es importante tener en cuenta que una dis- minución en la presión de bombeo también se puede deber a las siguientes causas: · Reducción del gasto de circulación · Rotura o fisura en la TP · Desprendimiento de una tobera de la barrena · Cambio en las propiedades del lodo c) Lodo contaminado por gas, cloruros, cambios en propiedades geológicas: La presencia de lodo contaminado con gas puede deberse al fluido contenido en los recortes o al flujo de fluido de la formación al pozo que circula a la superficie. Conforme el gas se expande al acercarse a la superficie se provoca una dis- minución en la presión hidrostática que puede causar un brote. La detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua son indicadores de que los fluidos de formación entran al pozo. Debe tenerse especial cuidado ya que esto también indica la perforación de una sección salina. Las propiedades geológicas también son indicadores de la presencia de fluidos extraños en el lodo de perforación. Esto se manifiesta en cambios en la viscosidad, relación agua-aceite y la precipitación de sólidos. Cuando se tienen sospechas de un brote, la respuesta oportuna ante los indicadores mencionados durante la perforación, crearán las condiciones necesarias para controlar el brote. Las acciones que de- berán seguirse son: · Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se encuentra fluyendo, es indicativo (generalmente) de que un brote está en camino; a esta acción se le conoce como “OBSERVAR EL POZO”. Al efectuar esto, se recomienda revisar el nivel de presas y las presiones en los manómetros en TP y TR y como práctica subir la sarta de perforación de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotatoria. · Por otro lado si el gasto de salida se incrementa mientras se está circulando con un gasto constante, también es un indicador de un brote. Indicadores al sacar o meter tubería Los siguientes se consideran de este tipo: · Aumento de volumen en presas 30 El concepto de matar mediante la dinámica del fluido utiliza el momentum del fluido de matar para so- brepasar el momentum de los fuidos del pozo y re- vertir el flujo. El momentum de los fuidos del pozo se da en la ecuación siguiente: Donde: Mg = Momentum dsc = Densidad del gas en condiciones estándar Qsc = Gasto del gas en condiciones estándar Zi = Factor de compresibidad en el punto de interés Ti = Temperatura en el punto de interés Gc= Constante gravitacional R = Constante de gas S = Gravedad específica del gas Ma = Peso molecular del aire Pi = Presión en el punto de interés Ai = Área en el punto de interés Ui = Velocidad en el punto de interés Las unidades están en cualquier sistema básico. Como se muestra en la ecuación anterior, el momentum del gas es una función de la velocidad de éste. El momentum del fluido de matar se da en la ecuación siguiente. Nuevamente las unidades deben ser sólo consistentes y básicas. Obviamente, el momentum del fluido de matar es una función tanto de la densidad como de la velocidad. Como se podrá ver, la densidad del fuido de matar es un factor importante para mantener muerto el pozo, una vez que el momentum del fluido de matar ha sobrepasado el flujo del reventón. Donde: d = Densidad del fluido Q = Gasto Gc = Constante gravitacional A = Área en el punto de interés Numerosos fluidos para matar están disponibles y se han usado. Algunos de estos incluyen: lodos es- pecialmente diseñados que pesan hasta 35 lb/gal y agua con bromuro de zinc. El agua con bromuro de zinc se seleccionó como fluido para matar este pozo. Las propiedades del agua con bromuro de zinc se dan en la tabla 4. La mecánica necesaria para lograr la muerte por momentum, incluyó un pescante con junta de cir- culación y tubería de 2 7/8” que aseguró el pescado del mismo diámetro a 164 pies (figura 31). El pescante con junta de circulación permitió al pozo con- tinuar fluyendo hacía la superficie. Una tubería para matar de 1 ½” fue forzada a 1200 pies para poder estar mas abajo de cualquier área problema. El criterio inicial de diseño es el de tener suficiente tubería de matar dentro del tubing, para ir más abajo de cualquier punto problema, pero no de- masiado profundo, de modo que la fricción pueda restringir el gasto y el momentum del fluido de matar. Con el extremo de la tubería de matar a 1,200 pies, el momentum de los fluidos del pozo se calculó en 51 lb. Para propósitos de experimientación, se tomó la decisión de proceder con el fluido de bromuro de zinc de 19 lb/gal, agua salada de 9 lb/gal y un gas- to de 12 barriles por minuto a una presión de 12,000 lb/pg2 . Se calculó que el momentum de este fluido era de 82.5 lb. Como se pronosticó, algo del fluido penetró en el agujero; sin embargo, la flama se mantenía. La capacidad de la tube- ría de producción era de 90 barriles. Después de bombear 98 barriles de agua salada de 9 lb/gal, se bombeó lodo de emulsión inversa de 18 lb/gal con un momentum de 0.9 lb. Como se pro- nosticó, se observó una corriente de agua salada de 9.0 lb/gal en la línea de flujo, seguido por el lodo de emulsión inversa y gas limpio. Es interesante hacer notar que aunque el momentum de la salmuera de 9.0 lb/gal hacia que dicha salmuera penetrara al pozo, la densidad no era suficiente para mantener el control, se bom- beó el fluido con bromuro de zinc de 19 lb/gal dentro del pozo a 8 barriles por minuto de 13,000 lb/ pg2 . El momentum del fluido con bromuro de zinc fue calculado en 77.0 lb. La flama se debilitó inmediatamente y el pozo quedó controlado des- pués de haberse bombeado 125 barriles de fluido dQ 2 Mg = GcA dsc Qsc Ui Mg = Gc dsc Qsc Zi Ti R Ui = S Ma Pi Ai

9. Control de BrotesControl de Brotes 8 ·Flujo sin circulación ·El pozo toma menos volumen o desplaza mayor volumen. El volumen requerido para llenar el pozo, debe ser igual al volumen de acero de la tubería que ha sido extraída. Si la cantidad necesaria de lodo para llenar el pozo es mayor, se tiene una pérdida y ésta trae consigo el riesgo de tener un brote. En caso de introducir tubería, el volumen desplazado deberá ser igual al volumen de acero introduci- do en el pozo. Según las estadísticas la mayoría de los brotes ocurren durante los viajes de tubería y por el efecto de sondeo se vuelve más crítica cuando se saca tube- ría (figura 4). Indicadores al sacar o meter herramienta Los mismos indicadores de viaje de tuberías se tienen para los lastrabarrenas, la diferencia estriba principalmente en el mayor volumen de lodo desplazado por esta herramienta. Indicadores sin tubería en el pozo Setienendosindicadoresparaestasituación:aumento de volumen en las presas y el flujo sin bombeo. IV. EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE SE- GURIDAD Y CONTROL Al manifestarse un brote durante la perforación de un pozo, el sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él. Las personas claves en un equipo de perforación terrestre o plataforma de perforación costafuera son el técnico y el perforador. Si ellos están adiestrados en el funcionamiento y operación de los sistemas de control así como de los indicadores de la presencia de un brote, no dudarán en los procedimientos para tener el pozo bajo control. A continuación describiremos los componentes del sistema de control superficial. Cabezal de tubería de revestimiento Este forma parte de la instalación permanente del pozo y puede ser de tipo roscable, soldable, bridado o integrado. Su función principal es la de anclar y sellar la tubería de revestimiento e instalar el conjunto de preventores. El cabezal tiene salidas laterales en las que pueden instalarse líneas auxiliares de control. Preventor anular El preventor anular también es conocido como es- férico (figura 5). Se instala en la parte superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote. El tamaño y capacidad deberá ser igual a los de arietes. El preventor anular consta en su parte interior de un elemento de hule sintético que sirve como elemento empacador al momento de cierre, alrededor de la tubería. Preventor de arietes Este preventor (figura 6) tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes de acuerdo a los arreglos de preventores elegidos, como se explicará más adelante. Las características principales de estos preventores son: • El cuerpo del preventor se fabrica como una unidad sencilla o doble. • Puede instalarse en pozos terrestres o marinos. P‡…‚† $È Wvhwhq‚ È Qr…s‚…hq‚ !$È Figura 4 Estadística de brotes. 29 se había reducido a 1700 lb/pg2 . Se escuchó un rui- do estrepitoso en el subsuelo. Después de un corto periodo, la presión superficial en todas las sartas de tubería era igual a 4,000 lb/pg2 y el pozo tenía un reventón subterráneo. Se lograron ventas de emergencia y el pozo fue estabilizado en 30 millones de pies cúbicos de gas, más 3,600 barriles de condensado por día, a una presión de flujo en la cabeza del pozo de 4,000 lb/ pg2 y una temperatura superficial de 200º Farenheit. Las operaciones subsecuentes revelaron que la tu- bería de 2 7/8” se había roto a 164 pies debajo de la superficie, y que las tuberías de revestimiento de 7 5/8” y 9 5/8” había fallado. De manera que la tubería de revestimiento y la zapata de 13 3/8” a 3,538 pies estuvieron expuestas a la presión total de la cabeza del pozo. La ubicación y naturaleza exacta de las fallas de la tubería de revestimiento no se conocen. La condi- ción del pozo se ilustra en la figura 30. A esto siguieron 5 semanas de procedimientos con- Figura 29 Figura 30 Tubería de producción 3UHVLyQ HQ 73 SVL 13 3/8” a 3,538’ (1, 078 m) Empacador a 14, 500’ (4, 420 m) 9 5/8” a 11, 650’ (3, 551 m) 7 5/8” a 13, 000’ (3, 962 m) TRC 5” a 15, 000’ (4, 572 m) Boca LN a 12, 695’ Disparo 14, 586’ -14, 628’ ( 4, 446 - 4, 459 m) Tuberia de Producción 2 7/8” - 2 3/8” vencionales y de rutina para el control de pozos, sin tener éxito alguno. De hecho, debido a la falta de integridad de los arietes dentro de los preventores del arreglo del snubbing, las condiciones del pozo se habían deteriorado. Después de 6 semanas, la canasta del snubbing se encontraba a 120 pies arriba del terreno. La creciente preocupación fue que quizás no fuera posible el control superficial y que tendrían que iniciarse las operaciones del pozo de ali- vio; o que quizás el gas surgiera a la superficie, originando una pérdida total de control superficial, además de los graves peligros en las vidas, los recursos y el medio ambiente. Después de 6 semanas de llevar a cabo méto- dos convencionales de control, se decidió controlar el pozo con la dinámica del fluido. El uso de la dinámica del fluido en el control de pozos es tan viejo como la industria misma. El uso de la dinámica de fluidos “de ingeniería”, sin embargo, fue primeramente reportado en 1977 y describe lo que hoy día se conoce como el “momentum para matar”. SÃ EO SVL ‚ ) 13 3/8” a 3,538’ (1, 078 m) Empacador a 14, 500’ (4, 420 m) 9 5/8” a 11, 650’ (3, 551 m) 7 5/8” a 13, 000’ (3, 962 m) TRC 5” a 15, 000’ (4, 572 m) Boca LN a 12, 695’ Disparo 14, 586’ -14, 628’ ( 4, 446 - 4, 459 m)

10. Control de BrotesControl de Brotes 9 •La presión del pozo ayuda a mantener cerra- dos los arietes. •Tiene un sistema secundario para cerrar ma- nualmente. •Los arietes de corte sirven para cortar tubería y cerrar completamente el pozo. Los arietes son de acero fundido y tienen un conjunto de sello diseñado para resistir la compresión, estos pueden ser de los siguientes tipos: ·Arietes para tubería ·Arietes variables (tubería y flecha) ·Arietes de corte Los arietes variables son similares a los de tubería siendo la característica distintiva la de cerrar sobre un ran- go de diámetros de tubería, así como medidas variables de la flecha. Las presiones de trabajo de los preventores son de 3000, 5000, 10,000 y 15,000 lb/pg2 . Arreglos de preventores En el criterio para el arreglo del conjunto de preventores, se debe considerar la magnitud de las presiones a que estarán expuestos y el grado de protección requerido. Cuando los riesgos son pequeños y cono- cidos tales, como presiones de formación normales, áreas alejadas de grandes centros de población o desérticas, un arreglo sencillo y de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación. Por el contrario, el riesgo es mayor cuando se tienen presiones de formación anormales, yaci- mientos de alta productividad y presión, áreas densamente pobla- das y grandes concentraciones de personal y equipo como lo es en barcos y plataformas marinas. Es en estas situaciones en donde se tendrá un arreglo más comple- to y por consecuencia más cos- toso. La clasificación típica de API para conjunto de preventores API-RP-53 (3ra edición marzo, 1999) es la adecuada para operar con 2000, 3000, 5000, 10, 000 y 15,000 lb/pg2 (141, 211, 352, 703 kg/cm2 ) de presión de trabajo (figuras 7, 8, 9). Para identificar cada uno de los códigos empleados por el API describiremos a continuación: Figura 6 Preventor de arietes doble. Figura 5 Preventor anular. ´ ´ ´ ´ ´ ´ ´ ´ 28 Dentro de los simuladores físicos se consideran los de escala real. Consisten de consolas que operan y simulan todas las condiciones de los equipos de perforación en tamaño similar al real, los principales componentes que en general tienen estos sistemas ofertados en el mercado son: • Consola del instructor • Consola del perforador • Consola para operar las llaves de apriete • Sistema de control del lodo • Consola de operación remoto del estrangulador • Consola para operar preventores terrestres • Consola de preventores submarinos • Consola del maniful del standpipe En general el software que proveen los simuladores permiten realizar cálculos con los más modernos métodos y procedimientos de control de pozos. A continuación, se presenta una relación de parámetros que pueden manejar los equipos que generalmente son ofertados en el mercado para el control de pozos. • Procedimientos de cierre • Operación de preventores y estrangulador • Operación del sistema de lodos • Volumen en presas • Prueba de leak-off • Pérdidas de circulación • Brotes instantáneo, de aceite, gas y agua • Prueba de conexiones superficiales • Brotes durante viajes (introducción y extracción de tuberías) • Brotes con la tubería fuera • Ambientes de control terrestre y marino • Efectos de la migración del gas • Modelos de presión • Estranguladores automáticos • Predicción de presiones anormales. Adicionalmente pueden simular las condiciones de falla de los equipos y algunos problemas durante la perforación como lo son las pegaduras de tuberías, geología, de fluidos etcétera. Los simuladores matemáticos son programas de cómputo que se instalan en computadoras perso- nales y en segundos mediante millones de cálculos simulan el comportamiento de los fluidos invasores y las presiones generadas por los diferentes mé- todos de control, facilitando con esto el control de un pozo. XII. Reventón en el sur de Louisina, E.U.A. (2) A menudo los reventones originan daños seve- ros a las tuberías de revestimiento y al equipo supeficial. El problema es tan severo que la con- fianza sobre la integridad tubular, sólo origina más pérdida de control. En algunos casos, el equipo dañado puede parecer estar en buenas condiciones, aunque resulte inadecuado cuando se le ne- cesite. Bajo estas circunstancias, la dinámica del fuido ha probado ser un elemento invaluable para recuperar el control del pozo. En muchas ocasiones, el control de un pozo se re- lega al reino de la mística. Podemos mandar personas a la luna, pero la única solución para un reven- tón se considera “palabras mayores”. De acuerdo con muchas personas, el control de pozos y los reventones están exentos de obedecer las leyes de la ciencia. La experiencia nos ha mostrado que los reventones son problemas de ingeniería, sujetos a las mismas leyes físicas de todos los problemas de in- geniería, y que se puede ganar más al trabajar dentro de los límites de estas leyes que al confiar en el miedo a la superstición. Un buen ejemplo de control de un pozo utilizando métodos de ingeniería, se vio recientemiente en un reventón ocurrido en el sur de Louisiana. Este pozo fue terminado en la formación “Frío”, con disparos en el intervarlo 14,586´- 14,628´. En el momento del re- ventón se cerró el pozo, registrando una presión en la tubería de producción de 9,700 lb/pg2 , con una pre- sión de fondo cerrado de aproximadamente 12,000 lb/pg2 . Se muestra un esquema de esto en la figura 29. La capacidad inicial de producción del pozo del sur de Louisiana fue mayor de 50 millones de pies cúbicos de gas, más 5,000 barriles de condensado por día. Tres semanas después de la terminación, se pre- sentó una fuga en la tubería de producción y se regis- traron 5,400 lb/pg2 en la tubería de revestimiento de 7 5/8”, se descargó la presión de 5,400 lb/pg2 a 1000 lb/ pg 2 con gas en superficie. En un intento por reducir la presión de la tubería de revestimiento, el pozo estuvo produciedo durante seis horas y después fue cerrado. Al siguiente día, la presión en la tubería de revestimiento de 7 5/8” (2) Roberto D. Grace y Bob Cudd. Traducción parcial: M.I. Filemón Ríos Chávez

11. Control de BrotesControl de Brotes 10 A – Preventor anular G – Cabeza rotatoria K – 1000 lb/pg2 (70 kg/cm2 ) R – Preventor de arietes Rd – Preventor de arietes para tubería Rt – Preventor triple con tres juegos de arietes. S – Carrete de control con salidas laterales de matar y estrangular. Para definir los rangos de presión de trabajo del conjunto de preventores se considerará lo siguiente: • Resistencia a la presión interna de la TR que so- porta al conjunto de preventores. • Gradiente de fractura de las formaciones próxi- mas a la zapata de la última tubería de revestimiento. • Presión superficial máxima que se espera manejar. Se considera que la condición más crí- tica se presenta cuando en un brote, el lodo del pozo es expulsado totalmente por el fluido invasor. En el ejemplo 1 se efectúa el cálculo para determinar la capacidad del arreglo de preventores. Figura 7 arreglos API 2000 psi Figura 8 Arreglos API para 3000-5000 psi Figura 9 Arreglos API para 10000-15000 psi 27 Los problemas de este tipo tienen como solución la operación del estrangulador para un manejo adecuado de presiones, sin embargo, siempre debe consi- derarse un factor de seguridad para las tuberías. Problemas de gas somero En ocasiones, no es recomendable cerrar el pozo, sino solamente tomar las medidas adecuadas para depresionar la formación mediante el desvío del flujo a la presa de quema. Con esto se evita una posible ruptura de tubería de revestimiento o de formaciones superficiales Cuando la tubería no se encuentra en el fondo del pozo Si la tubería no se encuentra en el fondo del pozo cuando ocurre un brote, es posible efectuar el control con los métodos convencionales, dependiendo de la posición del fluido invasor, la longitud de tu- bería dentro del pozo y la presión registrada en la tubería de perforación. Cuando el brote se encuentra bajo la barrena se observarán ligeras diferencias en las presiones de cierre. Para lograr el control del pozo podemos considerar dos casos: 1. Es posible incrementar la densidad del fluido de control del pozo. • Determine la densidad de control a la profundidad de la barrena. • Calcule la densidad equivalente de circulación. • Si la densidad equivalente de circulación es me- nor que la densidad máxima permisible, circule el brote por los métodos convencionales. • Introducir la barrena repitiendo, los pasos anteriores en el menor número de etapas posibles, hasta que la barrena llegue al fondo. 2. El pozo no permite incrementar la densidad del lodo. En este caso es difícil o prácticamente imposible realizar el control por los métodos convencionales. Aquí la tubería tiene que introducirse en las dos formas siguientes: 1. Introducir la TP a presión con el preventor cerrado (stripping). 2. Introducir la TP a presión usando equipo especial (snubbing). Pozo sin tubería De inmediato cuando se tiene un brote en estas circunstancias, deben cerrarse los preventores con la apertura necesaria del estrangulador que desfogue presión para evitar daños a la formación o a la tu- bería de revestimiento, para posteriormente regre- sar fluidos a la formación e introducir la tubería a presión a través de los preventores. Presiones excesivas en la tubería de perforación Normalmente la presión superficial en TR es mayor que la registrada en la tubería de perforación. Sin embargo, se pueden tener grandes cantidades de fluido invasor fluyendo por la TP antes de cerrar el pozo. Para proteger la manguera y la unión girato- ria (swivel) que son las partes más débiles, se deben de realizar las siguientes acciones. 1. Cerrar la válvula de seguridad 2. Desconectar la flecha 3. Instalar una línea de alta presión 4. Bombear lodo de control al pozo Pérdida de circulación asociada a un brote La pérdida de circulación es uno de los problemas más serios que puede ocurrir durante el control de un brote, debido a la incertidumbre que se tiene en las presiones de cierre. Para el caso de pérdida parcial se puede emplear la preparación del lodo con volúmenes de obturante. En pérdida de circulación total y cuando se tenga gas, la so- lución es colocar tapones de barita en la zona de pérdida en unos 100 m de agujero. Para flujos de agua se recomienda colocar un tapón de diesel, bentonita y cemento. XI. SIMULADOR DE BROTES En la perforación de pozos petroleros, uno de los problemas más serios, es el descontrol de pozos durante las operaciones de perforación, termina- ción y el mantenimiento de los pozos. Estos mismos descontroles dañan al personal, equipo, yacimiento y al entorno ecológico, dando una ima- gen negativa de la empresa. Para enfrentar estos graves problemas la tecnolo- gía ha desarrollado simuladores físicos (equipo y software) y matemáticos (programas) que permiten entrenar y examinar el grado de conocimientos que sobre el control de pozos tiene el personal, en condiciones totalmente seguras.

12. Control de BrotesControl de Brotes 11 Ejemplo 1 Densidad máxima de lodo : 1.26 gr/cm3 Profundidad programada : 3200 m. Densidad fluido invasor (gas) : 0.3 gr/cm3 Considerando la condición más crítica cuando el pozo está lleno del fluido invasor se tiene: Psmax = Ph – Pg Psmax = 403.2 – 96 Psmax = 307.2 kg/cm2 ( 4368 lb/ pg2 ) Donde: Ph = presión hidrostática (lodo) Pg = presión del gas Conelvalorobtenidoelegimoselconjun- to de preventores de un valor de presión de trabajo inmediato superior, para este caso es de 5000 lb/pg2 . Una consideración importante es que la presión interna de la tubería de revestimiento (considerando un 80% como factor de seguridad) que sostie- ne al conjunto de preventores, debe- rá ser mayor que la presión superficial máxima calculada. Deberá tenerse especial cuidado en manejar diferentes factores de seguridad cuando la tubería de revestimiento ha sido so- metida a los esfuerzos de desgaste por rotación de la sarta de perforación y a fluidos altamente corrosivos. Otro aspecto importante a considerar dentro del cálculo es la presión de fractura de las formaciones expuestas abajo de la zapata, para prevenir los brotes subterráneos. Múltiple de estrangulación El múltiple de estrangulación se forma por un conjunto de válvulas, crucetas y “ts”, estranguladores y lí- neas. Se utilizan para controlar el flujo de lodo y los fluidos invasores durante la perforación y el proceso de control de un pozo. Un sistema de control superficial de preventores se conecta a través de líneas metálicas (de matar o de inyección) para proporcionar alternativas a la di- rección del flujo De manera similar al conjunto de preventores, el múltiple de estrangulación se estandariza de acuerdo a la norma API 16C y las prácticas reco- mendadas API-53C (figuras 10 y 11). Figura 10 Múltiple de estrangulación: Presión de trabajo 2000 y 3000 lb/pg2 . A LA PRESA DE QUEMAR O SEPARADOR LODO-GAS 3 1 / 8 pg3 1 / 8 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg ESTRANGULADOR AJUSTABLE ´ ´ 26 • Puede ser que no esté disponible la presión de cierre de la tubería de perforación. Se instalan dos válvulas de seguridad en la tubería de trabajo para prevenir un contraflujo. La presión de cierre de la tubería de perforación puede calcularse al bombear lentamente por la tubería y anotando la presión a las cuales las válvulas de seguridad dan una respuesta. Esta presión se hace evidente por una anomalía en una gráfica de presiones contra el volumen bombeado. • Las presiones a bajos gastos de circulación no están disponibles. La tubería de trabajo del snubbing, generalmente es pequeña y por lo tanto, las presiones de fricción por circulación son más altas para los gastos de bombeo. De hecho, los gastos del lodo de control son generalmente más pequeños que los usados en un control convencional. • Las unidades de snubbing son requeridas en pozos de perforación cuando ha entrado un gran brote. Debe tenerse mucho cuidado entonces de no inducir un colapso de la formación mientras se está removiendo el fluido invasor del pozo. Las presiones aplicadas pueden reducirse : a) Matando el pozo con la densidad del lodo que exactamente equilibre la presión de for- mación en el fondo del mismo. b) Removiendo el fluido con varias circulaciones al meter lentamente la tubería dentro del gas mientras continúa la circulación. Pozo fluyendo Si el pozo está fluyendo, ya sea en la superficie o en una formación, se requerirá un control dinámi- co, utilizando una combinación de presión hidrostática y una contrapresión friccional para matar al pozo. En ocasiones un control dinámico puede realizarse con la tubería fuera del fondo, pero esta operación por lo general, tiene un porcentaje de éxito si la tubería de trabajo puede correrse hacia el fondo, adyacente a la formación que fluye. En la figura 28 se muestra un equipo snubbing para manejar altas presiones. X.PROBLEMASCOMUNESENCONTROLDEBROTES Estrangulador erosionado o tapado Cuando se tiene una erosión en el estrangulador se detecta fácilmente, dado que al cerrar éste un poco no se tiene variación en el registro de presiones. Por otro lado un estrangulador semitapado genera ruidos en las líneas y vibraciones en el manifold de estrangulación. Presiones excesivas en tuberías de revestimiento Los problemas de presiones excesivas en las tube- rías de revestimiento se presentan en las dos situaciones siguientes: 1. Cuando en el control del pozo la burbuja del fluido invasor llega a la superficie y la presión que se registra en el espacio anular es muy cercana a la presión interna de la tubería de revestimiento. 2. Al cerrar el pozo, la presión de cierre de la tube- ría de revestimiento es igual o cercana a la máxi- ma presión permisible en el espacio anular para las conexiones superficiales de control o la tu- bería de revestimiento. Figura 28 Equipo Snubbing para perforación y terminación. Figura 11 Múltiple de estrangulación Presión de trabajo de 5000 lb/pg2. . A LA PRESA DE QUEMAR O SEPARADOR LODO-GAS 2 1 / 16 pg 3 1 / 8 pg 3 1 / 8 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg ´ ´ ´ ´

13. Control de BrotesControl de Brotes 12 Cuando se diseña el múltiple de estrangu- lación deben tomarse en cuenta los siguientes factores: •Establecer la presión máxima de trabajo. •Los métodos de control a utilizar para incluir el equipo necesario. •El entorno ecológico. •La composición, abrasividad y toxici- dad de los fluidos congénitos y volumen a manejar. Líneas de matar Otro de los componentes en el equipo superficial son las líneas de matar. Estas conectan las bombas del equipo con las salidas laterales del carrete de control, para llevar a cabo las operaciones de control cuando no pueden efectuarse directamente por la tubería de perforación (figura 12). Estranguladores variables Son accesorios diseñados para restringir el paso de los fluidos en las operaciones de control. Con esto generan una contrapresión en la tubería de revestimiento con el fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento. Esto facilita la correcta aplica- ción de los métodos de control. Los estranguladores variables pueden ser de dos tipos: manual (figura 13) e hidráulico (figura 14). Este último presenta mayores ventajas sobre el manual ya que permite abrir o cerrar a una mayor velocidad lo que se convierte en una gran ventaja cuando se obstruye por pedacería de hule, formación etcétera. Válvula de seguridad de TP Este accesorio del sistema superficial se debe dis- poner en diámetro y tipo de rosca igual a la tubería de perforación y su ubicación debe ser de fácil ac- ceso a la cuadrilla en el piso de perforación, para que pueda colocarse rápidamente cuando se tiene un brote por la tubería de perforación (figura 15). V. SISTEMA DE CONTROL DEL CONJUNTO DE PREVENTORES El sistema de control del conjunto de preventores permite aplicar la presión necesaria para operar todos los preventores y válvulas hidráulicas instaladas. Los elementos básicos de un sistema de control son ·Depósito almacenador de fluido y acumuladores. ·Fuente de energía – Unidades de cierre (figura 16). ·Consola de control remoto (figura 17). ·Válvula de control para operar los preventores. Todo equipo de perforación, terrestre o marino de- berá estar equipado con el número de tableros de Figura 12 Línea de Matar para 5, 10, 15 kpsi. 25 Volp = 46,587 lt El desplazamiento de la tubería de trabajo (igno- rando las juntas de la herramientas) es de: Desptp=0.5067 x 2.3752 = 2.86 lt/m Sustituyendo en la ecuación, tenemos que: 1,278 = Despejando L = 277.8 pies L = 85 m. Perforando pozos Cuando se requiere un snubbing en un pozo de perforación, generalmente hay una combinación de lodo y gas en el pozo. Si el gas está en el fondo, los cambios de tubería se manejan sacando un volumen de lodo, igual al desplazamiento de la tubería. Si se hace esto, las presiones hidrostática y superficial no sufrirán cambios y la presión de fondo per- manecerá constante. A medida que la tubería de trabajo se introduce al fluido invasor, la altura del fluido aumenta, reducien- do el total de la presión hidrostática y dando como resultado una mayor presión superficial para dar una presión de fondo. Si los volúmenes que se extraen del pozo se basan en el desplazamiento de la tube- ría, entonces la presión superficial aumentará y la presión de fondo permanecerá constante. Si se hace un intento de mantener constante la presión superficial, la presión de fondo se verá reducida y ocurri- rá una entrada de fluido. Si el gas está en la superficie, generalmente no será posible determinar el volumen que ha sido extraído del pozo, por lo que será necesario calcular la altura del gas en el pozo y extraer sólo el gas suficiente para mantener constante la presión superficial mientras se trabaja con snubbing dentro de la columna de gas. Esto aumenta la presión de fondo del agujero. La reducción requerida en la presión superficial puede calcularse utilizando la siguiente fórmula: DSICP = Donde: DSICP = Reducción requerida en la presión superficial, psi. DL= Tubería de trabajo por debajo de la interface del gas/lodo, en pies. Destp = Desplazamiento efectivo de la tubería de trabajo, bbl/ft. CAPan = Capacidad del espacio anular entre la TP y el pozo, (bbl/ft). Si se reduce la presión de superficie antes de que la tubería de trabajo entre a la columna de lodo, se reducirá la presión del agujero. Por lo tanto, se recomienda que el gas sea circulado del agujero cuando la tubería de trabajo entre a la columna de lodo. Pozos en producción Frecuentemente, el snubbing se utiliza en pozos de producción para evitar los daños a la formación asociados con el control del pozo. Los aspectos de control de pozos de tales trabajos son similares a los considerados para los pozos de perforación, aunque generalmente existe menos posibilidad de una fractura de formación o de fallas en la tubería. Otra consideración es que debe evitarse un sobrebalance excesivo, ya que fuerza los fluidos del pozo dentro de los disparos de producción. Este problema será más grave en pozos que tengan un volumen considerable de agua. Control de pozos con unidades snubbing Frecuentemente, el objeto de instalar una unidad de snubbing es el de controlar un pozo. El pozo se cerra- rá. Pero en ocasiones el equipo de superficie o del fondo del pozo es inadecuado para mantener las presiones de cierre y el pozo fluirá para desahogar las presiones. Otra posibilidad es que puede haber ocurrido una fractura de la formación del fondo del pozo y el pozo esté fluyendo de manera subterránea. Cierre del pozo Una vez que la tubería ha sido introducida hasta el fondo, pueden implementarse el Método del Perfo- rador o el Método de Esperar y Pesar (Método del Ingeniero). Los siguientes factores pueden complicar el control de un pozo: (0.7 x 2.8 + 0.2 x 5.0 + 0.1 x 0.2) x 10 -6 x 293 L x 0.0055 DL x Destp x 0.052 x r CAPan Figura 13 Estrangulador variable manual. ´ ´ ´ ´ ´

14. Control de BrotesControl de Brotes 13 Figura 14 Estrangulador variable hidráulico. Figura 15 Válvula de seguridad de TP. 1. CUERPO 2. ASIENTO INFERIOR 3. ESFERA OBTURADORA 4. SELLO SUPERIOR 5. MANIVELA (ÁREA DE CIERRE) 6. COJINETE DE EMPUJE 7. ANILLO RETENEDOR INFERIOR SECCIONADO 8. ANILLO RETENEDOR SUPERIOR 9.- ANILLO RETENEDOR 10. ANILLO RETENEDOR EN ESPIRAL 11.ANILLO (O) SUPERIOR 12. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR 13. ANILLO (O) INFERIOR 14. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR 15. SELLO EN (T) DE LA MANIVELA 16. RONDANA CORRUGADA barse nuevamente, además tendrán que ser estric- tamente efectuadas en los pozos exploratorios. VI. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Los procedimientos de cierre varían para cada caso en particular. Mucho dependen de la operación y el equipo que se tenga disponible en el momento de tomar la decisión de cierre del pozo. A continua- ción, se realizará una breve descripción de las téc- nicas que se aplican para las situaciones más comunes de un brote. Procedimiento de cierre al estar perforando Una vez identificado el brote, lo más importante es cerrar el pozo con el fin de reducir al mínimo la entrada de fluido invasor con sus posibles consecuencias; a continuación se explican los pasos para cerrar el pozo al estar perforando. 1. Parar la rotaria, levantar la flecha para que su conexión inferior esté arriba de la mesa rotatoria. 2. Parar el bombeo de lodo. 3. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida. 4. Abrir la válvula de la línea de estrangulación. 5. Cerrar el preventor de arietes superior o el preventor anular. 6. Cerrar el estrangulador. 7. Medir el incremento en el nivel de las presas. 8. Anotar las presiones de cierre de TP y TR durante cada minuto hasta la estabilización de la presión y posteriormente cada cinco minutos sin que se rebase la presión máxima permisible. 9. Observar que los preventores no tengan fugas. 10. Verificar la presión de los acumuladores. A este procedimiento de cierre se le conoce como “Cierre suave” y tiene dos ventajas: una es reducir el golpe de ariete y la onda de presión sobre el pozo y las conexiones superficiales. La segunda es permitir observar la presión del espacio anular y en caso de ser necesario la desviación del flujo. Otra variante de este método es conocida como “Cierre duro” la cual tiene los siguientes pasos: 1. Parar la rotaria y levantar la flecha arriba de la mesa rotatoria. 2. Parar las bombas de lodos 3. Abrir la válvula de la línea de estrangulación. control remoto suficientes, y ubicados estratégica- mente a donde el perforador pueda llegar con rapi- dez y operar el conjunto de preventores. Al término de cada instalación del arreglo de preventores, según la etapa que se perfora, debe- rán siempre efectuarse las pruebas de apertura y cierre desde la unidad de cierre y posteriormente de cada uno de los tableros de control remoto, para verificar el funcionamiento integral del sistema. Es- tas pruebas por norma establecen 21 días para pro 24 de la presión superficial y la columna hidrostática re- flejan la presión de la fractura y no la presión de fondo del pozo. Si el equipo superficial no está programado para las presiones que ocurrirán cuando la columna com- pleta de lodo sea desplazada por el gas. Será necesario limitar las presiones superficiales al bombear lodo o agua dentro del pozo, a un gasto que exce- da la velocidad creciente de la burbuja. Mantener el control en viajes Para mantener una presión de fondo constante mientras la tubería se mete o se saca del pozo, se requerirá desfogar volúmenes de fluido del pozo o agregar volúmenes al mismo. Si la tubería se mete en un pozo que no contenga gas, se producirá un efecto de compresibilidad li- mitada de los fluidos del pozo, dando lugar a que la presión superficial aumente rápidamente si no se extrae suficiente volumen de fluido del pozo. Este aumento en la presión superficial dará como resultado un aumento igual en presión a través de todo el pozo y puede dar como resultado una fractura de formación o una falla en la tubería de revestimien- to. Si no se bombea suficiente fluido al pozo a medida que la tubería se saca, la presión superficial se reducirá y las formaciones permeables expuestas pueden aportar fluidos al pozo. El aumento de presión originada por el snubbing con fluidos del pozo libres de gas, puede calcularse de acuerdo a la fórmula siguiente: DP = (Ltp x Destp) / (Fw x 2.8 + Fo x 5.0 + Fs x 0.2) x 10 -6 x Vol p Donde: DP = Cambio en presión, psi. Fw = Fracción del volumen de agua. Fo = Fracción del volumen de aceite Fs = Fracción del volumen de sólidos Ltp = Longitud de la tubería introducida al pozo, en pies. Destp = Desplazamiento efectivo de la tube- ría de trabajo, bbl/pie. Volp = volumen del pozo, bbl. Si ocurre un reventón subterráneo en la zapata de revestimiento, los fluidos de control del pozo se ve- rán rápidamente desplazados por el gas y la tubería de revestimiento también se llenará de gas. Ejemplo 5 Un pozo de 2,440 m tiene una tubería de revestimiento de 7”, 29 lb/pie Di = 6.184” colocada a 1,830 m y agujero de 6” a la profundidad total. La prueba de goteo en la zapata de revestimiento indicó una densidad equivalente de lodo de 1.86 gr/cm3 . Si el pozo tiene lodo base aceite de 1.08 gr/cm3 (70% de aceite, 20% de agua y 10% de sólidos) y tiene una presión superficial de 53 kg/cm², ¿qué tanta tubería de 2 3/8” puede introducirse en el pozo sin realizar el desfogue antes de que la formación se fracture? La máxima presión de superficie permitida antes de la fractura de formación, es de: Ps = (1.86 - 1.08) x 1,830 / 10= 143 kg/cm2 . El incremento permitido de presión antes de la fractura de formación es de: DP= 143-53=90 kg/cm2 El volumen del pozo es de: Volp=1,830 x 6.1842 x 0.5067 + 610x62 x 0.5067 Figura 27 Reventón subterráneo. PCTR Flujo de Gas Flujo de Gas Gas en lodo Gas en superficie

15. Control de BrotesControl de Brotes 14 4. Cerrar el pozo con el preventor de arietes superior o con el preventor anular. 5. Colocar yugos o candados (preventor de arietes) 6. Medir el incremento de volumen y de presión 7. Registrar presión en TP y TR. La presión en la TP tendrá que ser siempre menor a la de formación o a la presión de la tubería de revestimiento ya que si ésta tiende a sobre- pasar las presiones permisibles se debe desviar el flujo al múltiple de es- trangulación e iniciar el bombeo y el control del pozo por alguno de los mé- todos que más adelante se explica- rán. Si la presión excede lo permisible se puede fracturar la formación, lo que puede producir un descontrol subterráneo que llegue a alcanzar la Figura 16 Bomba para operar preventores. Figura 17 Tablero de control para operar preventores. SECUENCIA 1. QUITE TAPONES (NÚMERO 37) DEL TANQUE 2. CIERRE VÁLVULAS NÚMEROS 19 Y 29 3. PONER ALTA PRESIÓN VÁLVULA NÚMERO 25 4. COLOCAR RAMLOK PREVENTOR CERRADO, VERIFIQUE VÁLVULA HIDRÁULICA ABIERTA 5. ABRIR VÁLVULA NÚMERO 38 = 80 Kg/cm3 6. ABRIR VÁLVULA NÚMERO 40. VERIFIQUE CIERRE DEL PREVENTOR . Manómetro de acumuladores . Manómetro de presión de aire . Operar preventor anular . Operar preventor ciego . Línea de matar . Manómetro del Múltiple . Manómetro preventor anualr . Regulador de preventor anular . Válvula de presión baja . Válvula de seguridad . Operar preventores arietes Línea de estrangulador . Gabinete 23 Cuando se realizan las operaciones con snubbing, (figura 25) esto se convierte en: Pformación £ prof x densidad del lodo/10 +Ps Los factores que previenen la entrada del fluido de formación en las operaciones normales son pre- sión de formación, profundidad de formación y la densidad del fluido en el pozo. Un factor adicional para el snubbing es la presión superficial. Ejemplo 4 Un pozo vertical de 3,354 m tiene una presión de fondo de 524 kg/cm2 El peso mínimo del lodo requerido para mantener el control del pozo durante una operación convencional de reparaciones, se calcula al reajustar la: r³ formacion x 10 ³ 5240 ³ 1.56 gr/cm3 Prof 3354 Si se requiere un fluido de control con base de aceite y densidad de 0.84 gr/cm3 para prevenir daños a la formación, se debe mantener una presión en superficie para el control del pozo, y se calcula como sigue: Ps ³ Pf - (Prof x densidad /10) Ps ³ 524 - (3354 x 0.84 / 10) ³ 242 Kg/cm 2 En la figura 26 se muestra una curva de la pre- sión en el pozo con profundidad para los casos de snubbing y para las operaciones normales. Note que la presión en todos los puntos por arriba de la profundidad total, en el caso de snubbing, es mayor que la presión en las operaciones normales. Con tubería fuera del pozo Como se mencionó previamente, las unidades snubbing se emplean a menudo en pozos que ex- perimentan problemas de control. En un pozo de perforación donde se tiene un brote con la sarta de tubería fuera del agujero, el control del pozo tendrá que mantenerse durante el lapso en que la unidad está siendo movilizada y se prepare para la operación. Durante todo este tiempo el único indicio de las condiciones del fondo del pozo es la presión superficial. Si la presión superficial es constante, el brote probablemente ha sido contenido y el fluido de entrada está aún en el fondo. Si la presión de superficie no es constante, se requiere establecer el control del pozo para evitar la migración de gas o el flujo subterráneo. El indicador en superficie de estos dos fenómenos es el incremento de la presión de superficie. Reventón subterráneo Si la entrada del fluido es lo suficientemente grande para fracturar la formación en la zapata, el flujo subterráneo probablemente emigrará de una for- mación permeable en el fondo del pozo hacia las fracturas cerca de la zapata. Los fluidos del pozo se verán rápidamente desplazados hacia la formación, y si el fluido es gas, éste llenará también la tubería de revestimiento debido a la migración ascendente de la corriente del flujo en la zapata, como se muestra claramente en la figura 27. El reventón subterráneo puede identificarse por las presiones en superficie. Éstas exceden el máximo permitido para un corto periodo, seguido por una pre- sión de superficie fluctuante o en aumento. Una vez que la formación se ha fracturado en la zapata, la suma Figura 26 Comparativo de presiones Presión kg/cm2 Profundidad(m) 23(5$,Ï1 219(1,21$/ 23(5$,Ï1 618%%,1*

16. Control de BrotesControl de Brotes 15 superficie, la otra es dañar la TR o tener problemas con el equipo superficial. Procedimiento de cierre al viajar con TP Cuando se detecta un brote, el procedimiento indica el cierre siguiente: 1. Suspender el viaje dejando una junta sobre la mesa rotatoria. 2. Sentar la TP en sus cuñas. 3. Instalar la válvula de seguridad abierta. 4. Cerrar la válvula de seguridad. 5. Suspender la sarta en el elevador. 6. Abrir la válvula de la línea de estrangulación. 7. Cerrar la válvula del estrangulador cuidando no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular. 8. Anotar presiones de TP y TR. 9. Medir el incremento de volumen en las presas de lodo. 10. Registrar las presiones cada minuto hasta estabilizarse, y después cada cinco minutos. 11. Observar que los preventores no tengan fugas. Procedimiento de cierre al sacar o meter herramienta (lastrabarrenas) Los pasos que deberán seguirse son muy similares a los anteriores con la variante que al presen- tarse un brote al estar metiendo o sacando herramienta, se debe considerar la posibilidad de co- nectar y tratar de bajar una lingada de TP esto da la posibilidad de operar los preventores de arietes con un factor adicional de seguridad. En caso de tener una emergencia deberá de soltarse la herramienta dentro del pozo para después cerrarlo con el preventor de arietes. Procedimiento de cierre sin tubería dentro del pozo 1. Abrir la válvula de estrangulación. 2. Cerrar el preventor de arietes ciegos o de corte. 3. Colocar yugos o candados. 4. Cerrar la válvula del estrangulador cuidando las presiones máximas. 5. Registrar las presiones cada minuto hasta estabilizarse y después cada cinco minutos. 6. Observar que los preventores no tengan fugas. VII. COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO INVASOR Cuando se tiene un brote de un fluido, éste en tér- minos prácticos no se comprime ni se expande, por lo que al circularlo en el espacio anular la presión no aumentará ya que el aumento dependerá de los cambios en el estado mecánico del pozo o los diferentes ajustes del estrangulador. Los brotes de agua salada traen incorporado gas disuelto, razón por la que deben tratarse como un brote gaseoso. Características del fluido invasor (gas) El gas como fluido compresible ocupará un determi- nado volumen que depende de la presión a la que esté sometido. Si se le permite expandirse, ocupará un volumen tan grande que desplazará grandes cantidades del fluido de perforación al exterior consu consecuente reducción de presión hidrostática, de ahí que el comportamiento del gas natural se toma utilizando la regla de “proporción inversa”. Si se duplica la pre- sión se comprime a la mitad, si se reduce la presión se expande al doble de su volumen. El gas tiene la propiedad de migrar y refleja su pre- sión en la superficie por la presión de cierre del pozo. Se debe controlar mediante un desfogue (pur- ga), para permitir la expansión del gas, cuando menos hasta que se tome la decisión de controlar el pozo mediante alguno de los métodos que se des- cribirán más adelante, de lo contrario se provocará una falla en la formación expuesta o en las conexiones superficiales por una presión excesiva. Ejemplo 2 Se requiere calcular el comportamiento del gas sin expansión, con expansión descontrolada y con expan- sión controlada de acuerdo a los siguientes datos. Profundidad: 3048 m. Densidad: 1.20 gr/cm3 . Vol. de fluido invasor: 159 lt. Presión de fondo: 365.7 kg/cm2 . Solución: a) Sin expansión. Cuando la burbuja se va despla- zando hacia la superficie incrementa la presión de 22 IX. CONTROL DE POZOS EMPLEANDO EL EQUIPO SNUBBING(1) Para el control de pozos con equipo snubbing se presentan algunas técnicas que pueden utilizarse para mantener las presiones de los pozos dentro de niveles seguros durante las operaciones con snubbing, cuando la tubería esté fuera del pozo o mientras se está viajando. Utilizar equipos y procedimientos correctos en el control de pozos es ciertamente un factor importante mientras se realicen operaciones con snubbing. Por definición, los pozos en donde se realizan operaciones con snubbing tienen presión en superficie y capacidad de fluir. En ocasiones las dificultades en el control de pozos son la causa de las operaciones con snubbing. El mantener control del pozo significa que las presiones, en todas las profundidades, se mantienen por debajo de la capacidad del equipo utilizado. Dependiendo de las condiciones del pozo, las presiones excesivas dan como resultado fallas en el equipo superficial, fallas en la tubería o fracturas de cualquier formación expuesta. El control del pozo se logra mediante los preventores de reventones, y mediante el empleo de operaciones de desfogue o bombeo, para mantener las presiones del pozo en niveles aceptables. A continuación, se detallan los procedimientos para minimizar las presiones de los pozos durante una opera- ción con snubbing con la tubería fuera del pozo y cuando se está viajando con tubería. También se analizan las operaciones para controlar los pozos que emplean estas unidades. Usos del equipo snubbing En la perforación normal, el control primario del pozo se logra mediante el fluido del pozo que proporciona pre- sión hidrostática para prevenir que el pozo fluya. Los preventores de reventones se instalan como elementos de respaldo. Cuando se realizan las operaciones con snubbing se emplea una combina- ción de presión superficial más la presión hidrostática para controlar el pozo. Los preventores se consideran parte integral del método primario de control de pozos y comúnmente se les emplea en ello. Para prevenir la entrada del fluido de formación en operaciones normales, tenemos la siguiente ecuación: Pformación £ prof x densidad del lodo/10 Figura 24 Presión en TP. Figura 25 Comparativo de control de pozos. pGXOD GH 3UHVLyQ HQ 73 0 10 20 30 40 50 60 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 (PERODGDV DFXPXODGDV 3UHVLRQNJFP Volumen de la TP PCTR Pf Pf Control Convencional Control Snubbing

17. Control de BrotesControl de Brotes 16 fondo, de tal forma que si ésta se encuentra a 2286 m. se tendría la presión de burbuja de 365.7 kg/cm2 más la presión hidrostática de la columna de lodo correspondiente a la longitud a que se desplazó la burbuja (3048 – 2286m), y que es de 91.4 kg/cm2 , dando como resultado 457.2 kg/cm2 de presión de fondo, de esta forma se calcula hasta que la burbuja alcanza la superficie con una presión en el fondo de 731.5 kg/cm2 . En la figura 18 se ilustra este resultado: b) Con expansión descontrolada. Para obtener los cálculos utilizaremos la ley de Boyle o de pro- porción inversa. P1 * V1 = P2 * V2 Donde P1 será la presión de formación y V1 el volumen original del gas. P2 y V2 es la presión y el volumen de una burbuja a una profundidad dada. Aplicando esta expresión para las siguientes profundidades: 2286, 1524, 762 m y en superficie tenemos: P1 = 365.7 kg /cm 2 y V1 = 159 lt. P2 = 2286* 1.20 /10 = 274.3 kg/cm 2 . V2 = P1 *V1 /P2 = 365.7 * 159 / 274.3 = 212 lt ó 1.3 bl De esta manera obtenemos los resultados para cada una de las profundidades, teniendo en cuenta que en superficie se considera la presión atmosférica de 1.033 kg/cm 2 . Los resultados de los cálculos se muestran en la (figura 19). c) Con expansión controlada. Cuando se tiene un brote y se controla la ex- pansión del gas, debe procurarse que se mantenga la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la presión de for- mación. Para esto se opera el estrangulador, para mantener una “contrapre- sión” además de la presión hidrostática del fluido, para igualar a la presión de formación y permitir la expansión del gas. En la (figura 20) se muestran los resultados. VIII. MÉTODOS DE CONTROL DE UN BROTE En el control de pozos el estudio de los principios básicos proporciona los fun- damentos, tanto para la solución de problemas sencillos como complejos. Para fines prácticos, téngase en mente el tubo “U” y estudie las presiones del espacio anular en la tube- ría de perforación y la presión de fondo constante, lo que sucede en un lado del tubo “U, no tendrá efecto sobre el otro lado y cada uno puede estudiarse por separado. Suposiciones tales como, ausencia de lastrabarrenas, pérdidas despreciables de presión por fricción en el espacio anular, ninguna zona derrumbada, ni cambios de área y ausencia de líneas de estrangulación, pueden estudiarse en forma independiente, porque el sistema seguirá equilibrado en todo tiempo. Cuando se omite lo anterior,puedellegarseaespeculacionesequi- vocadas sobre sus efectos y aún sobre la efectividad del método de control elegido. Figura 18 Migración de gas sin expansión. 365.7 457.2 548.6 639.9 731.5 Kg/cm2 PRESION DE SUPERFICIE 0 91.4 182.8 274.32 365.7 kg/cm2 0 m3 0 m3 0 m3 0 m3 0 m3 PRESION DE FONDO GANANCIA EN PRESAS 21 • Desplace el lodo contaminado por el lodo de control. Para este ejemplo seleccionaremos el método del ingeniero. 6. Calcule las caídas de presión del sistema mediante la tabla 1 o de acuerdo a la siguiente fórmula. DPsist = f * Pb Donde: f = 0.27547 cuando se toma 1/2Qo f = 0.129584 cuando se toma 1/3Qo f = 0.4704 cuando se toma 2/3Qo DPsist = 0.129584 * 21 = 2.72 kg/cm2 O bién: DPsist = 10%(21) = 2.1 kg/cm2 Obsérvese que los resultados son muy similares entre ambos cálculos. 7. Calcule la presión inicial de circulación. Pic = DPsist + PCTP Pic = 2.7 + 37 = 40 kg/cm2 8. Diámetro de estrangulador fe = 3.18 * (rc * Qr 2 / Dpest)1/4 fe = 3.18 * (1.41 * 200 2 /42) 1/4 fe = 19 = (19/64) La caída de presión se estima considerando una pre- sión ligeramente mayor a la de circulación. 9. Calcule el volumen para llenar el pozo con lodo de control. Capacidad = 0.5067 * fint2 Ctp = 0.5067 * 4.2762 = 9.26 lt/m Ctr = 0.5067 * (12.4372 - 5 2 ) = 65.7 lt / m Cag = 0.5067 * (12.25 2 - 5 2 ) = 63.37 lt / m Cdc = 0.5067 * 2.52 = 3.17 lt / m Ceadc= 0.5067 x (12.5 2 - 8 2 ) = 46.74 lt / m V = 9.26 * 2858 + 65.7 x1524 + 63.37 x 1334 + 3.17 x 192 +46.74 x 192 = V = 223,758 lt 10. Calcule el número de emboladas para llenar la TP hasta la barrena y el tiempo requerido para ello. Ne = V / Vemb Ne = 223,758 / 10.8 = 20,718 emb. tiempo = Ne / epm tiempo = 20,718 / 70 = 295 min 11. Calcule la presión final de bombeo Pfb = Pb x r /r Pfb = 21* 1.41 / 1.20 = 24.7 kg/cm2 12. Cálculo de la cédula de bombeo Con el volumen de la tubería de perforación, se pro- cede a determinar el número de emboladas para desplazar el lodo de control hasta la barrena, para este ejemplo tenemos un resultado de 2500 emboladas (tabla 3). Este número debe dividirse entre un número que defina el número de intervalos deseados. No. emb = 2500 / 10 = 250 DP = (Pic – Pfb ) / 10 DP = (40 – 24.7 ) / 10 = 1.53 Tabla 3 Cédula de bombeo. N o. A cu m . E m b . P b K g/cm 2 0 4 0 25 0 3 8 .5 50 0 3 6 .9 75 0 3 5 .4 1 0 0 0 3 3 .9 1 2 5 0 3 2 .4 1 5 0 0 3 0 .8 2 1 7 5 0 2 9 .2 9 2 0 0 0 2 7 .7 6 2 2 5 0 2 6 .2 3 2 5 0 0 2 4 .7 c (1) Traducción parcial de “Wild Well Control, snubbing guidelines”, By I. William Abel, P.E.

18. Control de BrotesControl de Brotes 17 Método del perforador Se basa en el principio básico de control. Requiere de un ciclo completo para que los fluidos invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con densidad original a un gasto y presión (figura 21) constante y un estrangulador ajustable. La secuencia de eventos para el mé- todo del perforador son : 1. Cierre del pozo. 2. Abra el estrangulador y acelere la bomba hasta que alcance la velocidad adecuada. 3. Ajuste el estrangulador hasta que la presión anular sea igual a la presión de cierre en la tubería de revestimien- to PCTR, manteniendo constante el gasto reducido de circulación. 4. Registre la presión en TP igual a la inicial de circulación. 5. Manteniendo constante el bombeo, abra o cierre el estrangulador para mantener una presión constante en TP. 6. El lodo de control alcanza la barrena, el lodo de control retorna a superficie, pozo controlado. Descripción de los eventos • En el espacio anular la presión no varía significativamente, durante la etapa de desplazamiento de la capacidad de la tubería de perforación. • Sólo se observará una pequeña disminución de presión al pasar el fluido invasor por el espacio anular entre la herramienta y el agujero o tuberia de revestimiento, y al espacio anular entre la TP y el agujero o la tubería de revestimiento. • Con respecto al volumen en presas y el gasto, se observará que al circular el brote, ambos se incre- mentan (esto ocurre si el fluido invasor es agua salada). El incremen- to es similar a la expansión que sufre el gas en su viaje a la superficie. • Conforme la burbuja de gas se acerca a la superficie, la presión en el espacio anular se incrementa (si el fluido invasor es aceite o gas) esto generalmente se llega a interpretar erróneamente como una nueva aportación hacia el pozo. • La decisión de abrir el estrangulador para abatir esta presión complicará el problema, ya que permitirá la introducción de otra burbuja. Debe Figura 19 Expansión de gas descontrolada 365.7 ≅ 365.47 ? ? ? Kg/cm2 PRESION DE SUPERFICIE 0 0 0 0 0 kg/cm2 159 212 318 636 56, 298 lt PRESION DE FONDO GANANCIA EN PRESAS 365.7 365.7 365.7 365.7 365.76 PRESION DE SUPERFICIE 0 7 14 28 185 kg/cm2 0 47.7 159 477 4293 LT PRESION DE FONDO GANANCIA EN PRESAS (Kg/cm2) Figura 20 Expansión de gas controlada. 20 Vemb = 10.08 lt/embolada La geometría de pozo se presenta en la figura 23 Solución 1. Calcule la presión de formación. Pf = PCTP + Phtp Pf = 37 + 366 = 403 Kg/cm2 2. Calcule la altura de lodo contaminado en el espacio anular. Cdc = (Db2 – Ddc2 )*0.5067 Ctp = (Db2 – Dtp2 ) * 05067 Vdc = Ldc * Cdc Si Vg Vdc Entonces Lb = Vg / Cdc De lo contrario: Lb = Ldc + (Vg – Vdc) / Ctp Realizando los cálculos se tiene: Cdc = (12.252 – 82 ) * 0.5067 = 43.61 lt/m Ctp = (12.252 – 52 ) * 0.5067 = 63.37 lt/m Vdc = 192 * 43.61 = 8373.12 lt Como Vg Vdc entonces Lb = 6360 / 43.61 = 146 m 3. Determinar la densidad del fluido invasor. rli = r – (PCTR – PCTP) *10 / Lb rli = 1.2 – ( 49 – 37 ) *10/146 = rli = 0.38 gr/cm3 Ver Tabla 2 4. Cálculo de la densidad del lodo de perforación requerida para controlar la presión de fondo del pozo o de for- mación. Para tener un margen de seguridad se recomienda adicionar 0.03 gr/cm3 por cada 1000 m. rc = (Pf *10)/H + 0.03(H/1000) rc = (403 *10)/3050 + 0.03(3050/1000) rc = 1.41 gr/cm3 5. Seleccione el método de control teniendo en mente lo siguiente: Método del perforador: • Desplace el fluido invasor a superficie con un manejo adecuado de presiones en TP y TR • Aumente la densidad de lodo al valor requerido. • Desplace el lodo original por lodo de control Método del ingeniero: • Aumente la densidad del lodo de control al valor de control. Figura 23 Geometría de pozo ejemplo 3. Tabla 2 Tipos de fluidos. )OXLGRLQYDVRU 5DQJRGHQVLGDG JUFP Gas 0–0.3 Gas y/oaceite 0.3–0.85 Agua salada 0.85–1.10 40 Barriles PVV = 3050 m 192 m of 8” x 2.5” DC 12 1/4” hole 5” 19.50 lb/ft ID= 4.276” r =1.20 GR/CM3 PCTR=49kg/cm2 PCTP=37kg/cm2 13 3/8” @ 1524 m ID 12.437”

19. Control de BrotesControl de Brotes 18 comprenderse que el incremento de la presión en el espacio anular sirve para compensar la dis- minución de la presión hidrostática en el mismo, como resultado de una menor columna de lodo de perforación. • Al momento de desalojar la burbuja de gas es conveniente cerrar el estrangulador ligeramente ya que el gas sufre una expan- sión súbita, al no tener la carga hidrostática de un fluido. Esto pro- vocaría una disminución en la pre- sión de fondo que puede permitir la entrada de una nueva burbuja. • Cuando el lodo de control alcanza la superficie y las presiones en TP y TR son iguales a cero el pozo estará controlado, ya que la densidad original del lodo fue la suficiente para equilibrar la presión, de lo contrario utilice el método del ingeniero. Método de densificar y esperar (del ingeniero) Este método implica cerrar el pozo mientras se espera la preparación de un lodo con densidad adecuada para equilibrar la presión hidrostática con la pre- sión de la formación. Sobre todo se re- cabarán los datos necesarios para efectuar el cálculo de control (figura 22). Secuencia de control 1. Abra el estrangulador y simultáneamen- te inicie el bombeo de lodo con densidad 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 la ayuda del estrangulador, hasta que el lodo con densidad de control llegue a la barrena. 4. Cuando el lodo de control llegue a la barrena, lea y registre la presión en la tubería de perforación. 5. Mantenga constante el valor de pre- sión en la tubería de perforación. Si la presión se incrementa abra el estrangulador. Si disminuye, ciérrelo. 6. Continúe circulando, manteniendo la presión en la tubería de perforación constante hasta que el lodo con densidad de control alcance la superficie. 7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo. 8. Lea y registre las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento. Figura 22 Presión de bombeo método del ingeniero. Figura 21 Presión de bombeo (método perforador). QS@TDPIÃQPSÃ ASD88DPI QS@TDPIÃ@TU6UD86 QS@TDPIÃ@TU6UD86Ã9@ÃAPI9P QS@TDPIÃQPSÃASD88DPIÃ 6IVG6S PRESIONPSI $ % QS@TDPIÃQPSÃASD88DPI QS@TDPIÃ@TU6UD86Ã@IÃUQ TIEMPO PRESIONPSI QS@TDPIÃQPSÃASD88DPI QS@TDPIÃ9@Ã7PH7@PÃ@IÃUQ 19 9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo está controlado. En caso contrario, la densidad del lodo bombeado no fue la suficiente para igualar la presión de formación, por lo tanto se deberá repetir el procedimiento. Descripción de eventos • Una vez que el lodo esté preparado y se comien- ce a bombear a un gasto reducido de circula- ción, la presión que se registre en la tubería de perforación, será similar a la inicial de circula- ción sólo en el momento de igualar la del espacio anular con la presión de cierre en la TR. • Al bombear lodo con densidad de control a tra- vés de la tubería de perforación, la presión en ésta disminuirá paulatinamente hasta un valor denominado presión final de circulación. (Pfc) Será cuando el lodo de control llegue a la barrena. Entonces, se observará que el abatimien- to de presión en la tubería será similar al calculado en la cédula de bombeo. • Una vez que el lodo ha llegado a la barrena, la Pfc deberá mantenerse constante hasta que el lodo de control alcance la superficie. En ese momento, la presión en el espacio anular debe- rá ser cero. Entonces se para el bombeo para observar si no hay flujo. • Cuando se tiene la presencia del gas expandido cerca de la superficie, la declinación en la pre- sión de la tubería de revestimiento cesará y co- menzará a incrementarse hasta alcanzar su máxi- ma presión. Esto ocurre cuando la burbuja de gas llega a la superficie. Durante el desalojo de la burbuja se observa una disminución en la pre- sión de la tubería de revestimiento originada por la súbita expansión de ésta. Por ello se recomienda cerrar ligeramente el estrangulador. • A medida que se circula el lodo por el espacio anular, la presión de TR disminuirá hasta llegar a un valor cercano a cero momento en que el lodo de control alcanzó la superficie con el estrangulador completamente abierto. Esta peque- ña presión registrada en TR será igual a las pér- didas por fricción. • La pérdida inicial de fricción debida al gasto reducido, será igual a la presión reducida en el inicio del desplazamiento. Este valor se mantendrá hasta que el lodo de control entre en la tubería de perforación. Estas pérdidas irán aumentando lentamente conforme el lodo desciende por la TP (cuando se tiene flujo turbulento las pérdidas au- mentan con la densidad del lodo). Cuando el lodo salga de la barrena nuevamente se tendrá un incremento en la caída de presión que nuevamente se incrementará hasta que el lodo alcance la superficie. Las pérdidas por fricción estarán presen- tes siempre durante el bombeo Método concurrente Este método se inicia al circular el lodo con la densidad inicial. Se adiciona barita hasta que el lodo alcanza su peso de control. Este método requiere de circular varias veces el lodo hasta completar el control del pozo. Secuencia del control 1. Registre la presión de cierre en TP y TR. 2. Iniciar el control a una presión reducida (Pr) de circulación constante, hasta totalizar las emboladas necesarias para llenar el interior de la tubería de perforación. 3. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las emboladas de la bomba y graficar la densidad del lodo a medida que se va densificando. 4. AL llegar a la barrena se tiene la Pfc, por lo que se debe mantener la presión constante hasta que el lodo densificado alcance la superficie. Descripción de los eventos Este método puede utilizarse inmediatamente al conocer las presiones de cierre y sobre todo es recomendable cuando se requiera una densidad de lodo muy alta. El número de circulaciones será función del aumen- to de la densidad del lodo, el volumen activo y las condiciones del fluido en el sistema, así como la capacidad de los accesorios y equipo de agitación para preparar grandes volúmenes de lodo. Ejemplo 3 Circular un brote por los métodos convencionales. Datos: Densidad de lodo: r = 1.20 gr/cm3 PCTR: 49 kg/cm2 PCTP: 37 kg/cm2 Ganancia en presas: 6.36 m3 (Vg) Qr = 200 gpm Pb = 21 kg/cm2 Profundidad: 3050 m (H)

20. Control de BrotesControl de Brotes 18 comprenderse que el incremento de la presión en el espacio anular sirve para compensar la dis- minución de la presión hidrostática en el mismo, como resultado de una menor columna de lodo de perforación. • Al momento de desalojar la burbuja de gas es conveniente cerrar el estrangulador ligeramente ya que el gas sufre una expan- sión súbita, al no tener la carga hidrostática de un fluido. Esto pro- vocaría una disminución en la pre- sión de fondo que puede permitir la entrada de una nueva burbuja. • Cuando el lodo de control alcanza la superficie y las presiones en TP y TR son iguales a cero el pozo estará controlado, ya que la densidad original del lodo fue la suficiente para equilibrar la presión, de lo contrario utilice el método del ingeniero. Método de densificar y esperar (del ingeniero) Este método implica cerrar el pozo mientras se espera la preparación de un lodo con densidad adecuada para equilibrar la presión hidrostática con la pre- sión de la formación. Sobre todo se re- cabarán los datos necesarios para efectuar el cálculo de control (figura 22). Secuencia de control 1. Abra el estrangulador y simultáneamen- te inicie el bombeo de lodo con densidad 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 la ayuda del estrangulador, hasta que el lodo con densidad de control llegue a la barrena. 4. Cuando el lodo de control llegue a la barrena, lea y registre la presión en la tubería de perforación. 5. Mantenga constante el valor de pre- sión en la tubería de perforación. Si la presión se incrementa abra el estrangulador. Si disminuye, ciérrelo. 6. Continúe circulando, manteniendo la presión en la tubería de perforación constante hasta que el lodo con densidad de control alcance la superficie. 7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo. 8. Lea y registre las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento. Figura 22 Presión de bombeo método del ingeniero. Figura 21 Presión de bombeo (método perforador). QS@TDPIÃQPSÃ ASD88DPI QS@TDPIÃ@TU6UD86 QS@TDPIÃ@TU6UD86Ã9@ÃAPI9P QS@TDPIÃQPSÃASD88DPIÃ 6IVG6S PRESIONPSI $ % QS@TDPIÃQPSÃASD88DPI QS@TDPIÃ@TU6UD86Ã@IÃUQ TIEMPO PRESIONPSI QS@TDPIÃQPSÃASD88DPI QS@TDPIÃ9@Ã7PH7@PÃ@IÃUQ 19 9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo está controlado. En caso contrario, la densidad del lodo bombeado no fue la suficiente para igualar la presión de formación, por lo tanto se deberá repetir el procedimiento. Descripción de eventos • Una vez que el lodo esté preparado y se comien- ce a bombear a un gasto reducido de circula- ción, la presión que se registre en la tubería de perforación, será similar a la inicial de circula- ción sólo en el momento de igualar la del espacio anular con la presión de cierre en la TR. • Al bombear lodo con densidad de control a tra- vés de la tubería de perforación, la presión en ésta disminuirá paulatinamente hasta un valor denominado presión final de circulación. (Pfc) Será cuando el lodo de control llegue a la barrena. Entonces, se observará que el abatimien- to de presión en la tubería será similar al calculado en la cédula de bombeo. • Una vez que el lodo ha llegado a la barrena, la Pfc deberá mantenerse constante hasta que el lodo de control alcance la superficie. En ese momento, la presión en el espacio anular debe- rá ser cero. Entonces se para el bombeo para observar si no hay flujo. • Cuando se tiene la presencia del gas expandido cerca de la superficie, la declinación en la pre- sión de la tubería de revestimiento cesará y co- menzará a incrementarse hasta alcanzar su máxi- ma presión. Esto ocurre cuando la burbuja de gas llega a la superficie. Durante el desalojo de la burbuja se observa una disminución en la pre- sión de la tubería de revestimiento originada por la súbita expansión de ésta. Por ello se recomienda cerrar ligeramente el estrangulador. • A medida que se circula el lodo por el espacio anular, la presión de TR disminuirá hasta llegar a un valor cercano a cero momento en que el lodo de control alcanzó la superficie con el estrangulador completamente abierto. Esta peque- ña presión registrada en TR será igual a las pér- didas por fricción. • La pérdida inicial de fricción debida al gasto reducido, será igual a la presión reducida en el inicio del desplazamiento. Este valor se mantendrá hasta que el lodo de control entre en la tubería de perforación. Estas pérdidas irán aumentando lentamente conforme el lodo desciende por la TP (cuando se tiene flujo turbulento las pérdidas au- mentan con la densidad del lodo). Cuando el lodo salga de la barrena nuevamente se tendrá un incremento en la caída de presión que nuevamente se incrementará hasta que el lodo alcance la superficie. Las pérdidas por fricción estarán presen- tes siempre durante el bombeo Método concurrente Este método se inicia al circular el lodo con la densidad inicial. Se adiciona barita hasta que el lodo alcanza su peso de control. Este método requiere de circular varias veces el lodo hasta completar el control del pozo. Secuencia del control 1. Registre la presión de cierre en TP y TR. 2. Iniciar el control a una presión reducida (Pr) de circulación constante, hasta totalizar las emboladas necesarias para llenar el interior de la tubería de perforación. 3. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las emboladas de la bomba y graficar la densidad del lodo a medida que se va densificando. 4. AL llegar a la barrena se tiene la Pfc, por lo que se debe mantener la presión constante hasta que el lodo densificado alcance la superficie. Descripción de los eventos Este método puede utilizarse inmediatamente al conocer las presiones de cierre y sobre todo es recomendable cuando se requiera una densidad de lodo muy alta. El número de circulaciones será función del aumen- to de la densidad del lodo, el volumen activo y las condiciones del fluido en el sistema, así como la capacidad de los accesorios y equipo de agitación para preparar grandes volúmenes de lodo. Ejemplo 3 Circular un brote por los métodos convencionales. Datos: Densidad de lodo: r = 1.20 gr/cm3 PCTR: 49 kg/cm2 PCTP: 37 kg/cm2 Ganancia en presas: 6.36 m3 (Vg) Qr = 200 gpm Pb = 21 kg/cm2 Profundidad: 3050 m (H)

21. Control de BrotesControl de Brotes 17 Método del perforador Se basa en el principio básico de control. Requiere de un ciclo completo para que los fluidos invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con densidad original a un gasto y presión (figura 21) constante y un estrangulador ajustable. La secuencia de eventos para el mé- todo del perforador son : 1. Cierre del pozo. 2. Abra el estrangulador y acelere la bomba hasta que alcance la velocidad adecuada. 3. Ajuste el estrangulador hasta que la presión anular sea igual a la presión de cierre en la tubería de revestimien- to PCTR, manteniendo constante el gasto reducido de circulación. 4. Registre la presión en TP igual a la inicial de circulación. 5. Manteniendo constante el bombeo, abra o cierre el estrangulador para mantener una presión constante en TP. 6. El lodo de control alcanza la barrena, el lodo de control retorna a superficie, pozo controlado. Descripción de los eventos • En el espacio anular la presión no varía significativamente, durante la etapa de desplazamiento de la capacidad de la tubería de perforación. • Sólo se observará una pequeña disminución de presión al pasar el fluido invasor por el espacio anular entre la herramienta y el agujero o tuberia de revestimiento, y al espacio anular entre la TP y el agujero o la tubería de revestimiento. • Con respecto al volumen en presas y el gasto, se observará que al circular el brote, ambos se incre- mentan (esto ocurre si el fluido invasor es agua salada). El incremen- to es similar a la expansión que sufre el gas en su viaje a la superficie. • Conforme la burbuja de gas se acerca a la superficie, la presión en el espacio anular se incrementa (si el fluido invasor es aceite o gas) esto generalmente se llega a interpretar erróneamente como una nueva aportación hacia el pozo. • La decisión de abrir el estrangulador para abatir esta presión complicará el problema, ya que permitirá la introducción de otra burbuja. Debe Figura 19 Expansión de gas descontrolada 365.7 ≅ 365.47 ? ? ? Kg/cm2 PRESION DE SUPERFICIE 0 0 0 0 0 kg/cm2 159 212 318 636 56, 298 lt PRESION DE FONDO GANANCIA EN PRESAS 365.7 365.7 365.7 365.7 365.76 PRESION DE SUPERFICIE 0 7 14 28 185 kg/cm2 0 47.7 159 477 4293 LT PRESION DE FONDO GANANCIA EN PRESAS (Kg/cm2) Figura 20 Expansión de gas controlada. 20 Vemb = 10.08 lt/embolada La geometría de pozo se presenta en la figura 23 Solución 1. Calcule la presión de formación. Pf = PCTP + Phtp Pf = 37 + 366 = 403 Kg/cm2 2. Calcule la altura de lodo contaminado en el espacio anular. Cdc = (Db2 – Ddc2 )*0.5067 Ctp = (Db2 – Dtp2 ) * 05067 Vdc = Ldc * Cdc Si Vg Vdc Entonces Lb = Vg / Cdc De lo contrario: Lb = Ldc + (Vg – Vdc) / Ctp Realizando los cálculos se tiene: Cdc = (12.252 – 82 ) * 0.5067 = 43.61 lt/m Ctp = (12.252 – 52 ) * 0.5067 = 63.37 lt/m Vdc = 192 * 43.61 = 8373.12 lt Como Vg Vdc entonces Lb = 6360 / 43.61 = 146 m 3. Determinar la densidad del fluido invasor. rli = r – (PCTR – PCTP) *10 / Lb rli = 1.2 – ( 49 – 37 ) *10/146 = rli = 0.38 gr/cm3 Ver Tabla 2 4. Cálculo de la densidad del lodo de perforación requerida para controlar la presión de fondo del pozo o de for- mación. Para tener un margen de seguridad se recomienda adicionar 0.03 gr/cm3 por cada 1000 m. rc = (Pf *10)/H + 0.03(H/1000) rc = (403 *10)/3050 + 0.03(3050/1000) rc = 1.41 gr/cm3 5. Seleccione el método de control teniendo en mente lo siguiente: Método del perforador: • Desplace el fluido invasor a superficie con un manejo adecuado de presiones en TP y TR • Aumente la densidad de lodo al valor requerido. • Desplace el lodo original por lodo de control Método del ingeniero: • Aumente la densidad del lodo de control al valor de control. Figura 23 Geometría de pozo ejemplo 3. Tabla 2 Tipos de fluidos. )OXLGRLQYDVRU 5DQJRGHQVLGDG JUFP Gas 0–0.3 Gas y/oaceite 0.3–0.85 Agua salada 0.85–1.10 40 Barriles PVV = 3050 m 192 m of 8” x 2.5” DC 12 1/4” hole 5” 19.50 lb/ft ID= 4.276” r =1.20 GR/CM3 PCTR=49kg/cm2 PCTP=37kg/cm2 13 3/8” @ 1524 m ID 12.437”

22. Control de BrotesControl de Brotes 16 fondo, de tal forma que si ésta se encuentra a 2286 m. se tendría la presión de burbuja de 365.7 kg/cm2 más la presión hidrostática de la columna de lodo correspondiente a la longitud a que se desplazó la burbuja (3048 – 2286m), y que es de 91.4 kg/cm2 , dando como resultado 457.2 kg/cm2 de presión de fondo, de esta forma se calcula hasta que la burbuja alcanza la superficie con una presión en el fondo de 731.5 kg/cm2 . En la figura 18 se ilustra este resultado: b) Con expansión descontrolada. Para obtener los cálculos utilizaremos la ley de Boyle o de pro- porción inversa. P1 * V1 = P2 * V2 Donde P1 será la presión de formación y V1 el volumen original del gas. P2 y V2 es la presión y el volumen de una burbuja a una profundidad dada. Aplicando esta expresión para las siguientes profundidades: 2286, 1524, 762 m y en superficie tenemos: P1 = 365.7 kg /cm 2 y V1 = 159 lt. P2 = 2286* 1.20 /10 = 274.3 kg/cm 2 . V2 = P1 *V1 /P2 = 365.7 * 159 / 274.3 = 212 lt ó 1.3 bl De esta manera obtenemos los resultados para cada una de las profundidades, teniendo en cuenta que en superficie se considera la presión atmosférica de 1.033 kg/cm 2 . Los resultados de los cálculos se muestran en la (figura 19). c) Con expansión controlada. Cuando se tiene un brote y se controla la ex- pansión del gas, debe procurarse que se mantenga la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la presión de for- mación. Para esto se opera el estrangulador, para mantener una “contrapre- sión” además de la presión hidrostática del fluido, para igualar a la presión de formación y permitir la expansión del gas. En la (figura 20) se muestran los resultados. VIII. MÉTODOS DE CONTROL DE UN BROTE En el control de pozos el estudio de los principios básicos proporciona los fun- damentos, tanto para la solución de problemas sencillos como complejos. Para fines prácticos, téngase en mente el tubo “U” y estudie las presiones del espacio anular en la tube- ría de perforación y la presión de fondo constante, lo que sucede en un lado del tubo “U, no tendrá efecto sobre el otro lado y cada uno puede estudiarse por separado. Suposiciones tales como, ausencia de lastrabarrenas, pérdidas despreciables de presión por fricción en el espacio anular, ninguna zona derrumbada, ni cambios de área y ausencia de líneas de estrangulación, pueden estudiarse en forma independiente, porque el sistema seguirá equilibrado en todo tiempo. Cuando se omite lo anterior,puedellegarseaespeculacionesequi- vocadas sobre sus efectos y aún sobre la efectividad del método de control elegido. Figura 18 Migración de gas sin expansión. 365.7 457.2 548.6 639.9 731.5 Kg/cm2 PRESION DE SUPERFICIE 0 91.4 182.8 274.32 365.7 kg/cm2 0 m3 0 m3 0 m3 0 m3 0 m3 PRESION DE FONDO GANANCIA EN PRESAS 21 • Desplace el lodo contaminado por el lodo de control. Para este ejemplo seleccionaremos el método del ingeniero. 6. Calcule las caídas de presión del sistema mediante la tabla 1 o de acuerdo a la siguiente fórmula. DPsist = f * Pb Donde: f = 0.27547 cuando se toma 1/2Qo f = 0.129584 cuando se toma 1/3Qo f = 0.4704 cuando se toma 2/3Qo DPsist = 0.129584 * 21 = 2.72 kg/cm2 O bién: DPsist = 10%(21) = 2.1 kg/cm2 Obsérvese que los resultados son muy similares entre ambos cálculos. 7. Calcule la presión inicial de circulación. Pic = DPsist + PCTP Pic = 2.7 + 37 = 40 kg/cm2 8. Diámetro de estrangulador fe = 3.18 * (rc * Qr 2 / Dpest)1/4 fe = 3.18 * (1.41 * 200 2 /42) 1/4 fe = 19 = (19/64) La caída de presión se estima considerando una pre- sión ligeramente mayor a la de circulación. 9. Calcule el volumen para llenar el pozo con lodo de control. Capacidad = 0.5067 * fint2 Ctp = 0.5067 * 4.2762 = 9.26 lt/m Ctr = 0.5067 * (12.4372 - 5 2 ) = 65.7 lt / m Cag = 0.5067 * (12.25 2 - 5 2 ) = 63.37 lt / m Cdc = 0.5067 * 2.52 = 3.17 lt / m Ceadc= 0.5067 x (12.5 2 - 8 2 ) = 46.74 lt / m V = 9.26 * 2858 + 65.7 x1524 + 63.37 x 1334 + 3.17 x 192 +46.74 x 192 = V = 223,758 lt 10. Calcule el número de emboladas para llenar la TP hasta la barrena y el tiempo requerido para ello. Ne = V / Vemb Ne = 223,758 / 10.8 = 20,718 emb. tiempo = Ne / epm tiempo = 20,718 / 70 = 295 min 11. Calcule la presión final de bombeo Pfb = Pb x r /r Pfb = 21* 1.41 / 1.20 = 24.7 kg/cm2 12. Cálculo de la cédula de bombeo Con el volumen de la tubería de perforación, se pro- cede a determinar el número de emboladas para desplazar el lodo de control hasta la barrena, para este ejemplo tenemos un resultado de 2500 emboladas (tabla 3). Este número debe dividirse entre un número que defina el número de intervalos deseados. No. emb = 2500 / 10 = 250 DP = (Pic – Pfb ) / 10 DP = (40 – 24.7 ) / 10 = 1.53 Tabla 3 Cédula de bombeo. N o. A cu m . E m b . P b K g/cm 2 0 4 0 25 0 3 8 .5 50 0 3 6 .9 75 0 3 5 .4 1 0 0 0 3 3 .9 1 2 5 0 3 2 .4 1 5 0 0 3 0 .8 2 1 7 5 0 2 9 .2 9 2 0 0 0 2 7 .7 6 2 2 5 0 2 6 .2 3 2 5 0 0 2 4 .7 c (1) Traducción parcial de “Wild Well Control, snubbing guidelines”, By I. William Abel, P.E.

23. Control de BrotesControl de Brotes 15 superficie, la otra es dañar la TR o tener problemas con el equipo superficial. Procedimiento de cierre al viajar con TP Cuando se detecta un brote, el procedimiento indica el cierre siguiente: 1. Suspender el viaje dejando una junta sobre la mesa rotatoria. 2. Sentar la TP en sus cuñas. 3. Instalar la válvula de seguridad abierta. 4. Cerrar la válvula de seguridad. 5. Suspender la sarta en el elevador. 6. Abrir la válvula de la línea de estrangulación. 7. Cerrar la válvula del estrangulador cuidando no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular. 8. Anotar presiones de TP y TR. 9. Medir el incremento de volumen en las presas de lodo. 10. Registrar las presiones cada minuto hasta estabilizarse, y después cada cinco minutos. 11. Observar que los preventores no tengan fugas. Procedimiento de cierre al sacar o meter herramienta (lastrabarrenas) Los pasos que deberán seguirse son muy similares a los anteriores con la variante que al presen- tarse un brote al estar metiendo o sacando herramienta, se debe considerar la posibilidad de co- nectar y tratar de bajar una lingada de TP esto da la posibilidad de operar los preventores de arietes con un factor adicional de seguridad. En caso de tener una emergencia deberá de soltarse la herramienta dentro del pozo para después cerrarlo con el preventor de arietes. Procedimiento de cierre sin tubería dentro del pozo 1. Abrir la válvula de estrangulación. 2. Cerrar el preventor de arietes ciegos o de corte. 3. Colocar yugos o candados. 4. Cerrar la válvula del estrangulador cuidando las presiones máximas. 5. Registrar las presiones cada minuto hasta estabilizarse y después cada cinco minutos. 6. Observar que los preventores no tengan fugas. VII. COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO INVASOR Cuando se tiene un brote de un fluido, éste en tér- minos prácticos no se comprime ni se expande, por lo que al circularlo en el espacio anular la presión no aumentará ya que el aumento dependerá de los cambios en el estado mecánico del pozo o los diferentes ajustes del estrangulador. Los brotes de agua salada traen incorporado gas disuelto, razón por la que deben tratarse como un brote gaseoso. Características del fluido invasor (gas) El gas como fluido compresible ocupará un determi- nado volumen que depende de la presión a la que esté sometido. Si se le permite expandirse, ocupará un volumen tan grande que desplazará grandes cantidades del fluido de perforación al exterior consu consecuente reducción de presión hidrostática, de ahí que el comportamiento del gas natural se toma utilizando la regla de “proporción inversa”. Si se duplica la pre- sión se comprime a la mitad, si se reduce la presión se expande al doble de su volumen. El gas tiene la propiedad de migrar y refleja su pre- sión en la superficie por la presión de cierre del pozo. Se debe controlar mediante un desfogue (pur- ga), para permitir la expansión del gas, cuando menos hasta que se tome la decisión de controlar el pozo mediante alguno de los métodos que se des- cribirán más adelante, de lo contrario se provocará una falla en la formación expuesta o en las conexiones superficiales por una presión excesiva. Ejemplo 2 Se requiere calcular el comportamiento del gas sin expansión, con expansión descontrolada y con expan- sión controlada de acuerdo a los siguientes datos. Profundidad: 3048 m. Densidad: 1.20 gr/cm3 . Vol. de fluido invasor: 159 lt. Presión de fondo: 365.7 kg/cm2 . Solución: a) Sin expansión. Cuando la burbuja se va despla- zando hacia la superficie incrementa la presión de 22 IX. CONTROL DE POZOS EMPLEANDO EL EQUIPO SNUBBING(1) Para el control de pozos con equipo snubbing se presentan algunas técnicas que pueden utilizarse para mantener las presiones de los pozos dentro de niveles seguros durante las operaciones con snubbing, cuando la tubería esté fuera del pozo o mientras se está viajando. Utilizar equipos y procedimientos correctos en el control de pozos es ciertamente un factor importante mientras se realicen operaciones con snubbing. Por definición, los pozos en donde se realizan operaciones con snubbing tienen presión en superficie y capacidad de fluir. En ocasiones las dificultades en el control de pozos son la causa de las operaciones con snubbing. El mantener control del pozo significa que las presiones, en todas las profundidades, se mantienen por debajo de la capacidad del equipo utilizado. Dependiendo de las condiciones del pozo, las presiones excesivas dan como resultado fallas en el equipo superficial, fallas en la tubería o fracturas de cualquier formación expuesta. El control del pozo se logra mediante los preventores de reventones, y mediante el empleo de operaciones de desfogue o bombeo, para mantener las presiones del pozo en niveles aceptables. A continuación, se detallan los procedimientos para minimizar las presiones de los pozos durante una opera- ción con snubbing con la tubería fuera del pozo y cuando se está viajando con tubería. También se analizan las operaciones para controlar los pozos que emplean estas unidades. Usos del equipo snubbing En la perforación normal, el control primario del pozo se logra mediante el fluido del pozo que proporciona pre- sión hidrostática para prevenir que el pozo fluya. Los preventores de reventones se instalan como elementos de respaldo. Cuando se realizan las operaciones con snubbing se emplea una combina- ción de presión superficial más la presión hidrostática para controlar el pozo. Los preventores se consideran parte integral del método primario de control de pozos y comúnmente se les emplea en ello. Para prevenir la entrada del fluido de formación en operaciones normales, tenemos la siguiente ecuación: Pformación £ prof x densidad del lodo/10 Figura 24 Presión en TP. Figura 25 Comparativo de control de pozos. pGXOD GH 3UHVLyQ HQ 73 0 10 20 30 40 50 60 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 (PERODGDV DFXPXODGDV 3UHVLRQNJFP Volumen de la TP PCTR Pf Pf Control Convencional Control Snubbing

24. Control de BrotesControl de Brotes 14 4. Cerrar el pozo con el preventor de arietes superior o con el preventor anular. 5. Colocar yugos o candados (preventor de arietes) 6. Medir el incremento de volumen y de presión 7. Registrar presión en TP y TR. La presión en la TP tendrá que ser siempre menor a la de formación o a la presión de la tubería de revestimiento ya que si ésta tiende a sobre- pasar las presiones permisibles se debe desviar el flujo al múltiple de es- trangulación e iniciar el bombeo y el control del pozo por alguno de los mé- todos que más adelante se explica- rán. Si la presión excede lo permisible se puede fracturar la formación, lo que puede producir un descontrol subterráneo que llegue a alcanzar la Figura 16 Bomba para operar preventores. Figura 17 Tablero de control para operar preventores. SECUENCIA 1. QUITE TAPONES (NÚMERO 37) DEL TANQUE 2. CIERRE VÁLVULAS NÚMEROS 19 Y 29 3. PONER ALTA PRESIÓN VÁLVULA NÚMERO 25 4. COLOCAR RAMLOK PREVENTOR CERRADO, VERIFIQUE VÁLVULA HIDRÁULICA ABIERTA 5. ABRIR VÁLVULA NÚMERO 38 = 80 Kg/cm3 6. ABRIR VÁLVULA NÚMERO 40. VERIFIQUE CIERRE DEL PREVENTOR . Manómetro de acumuladores . Manómetro de presión de aire . Operar preventor anular . Operar preventor ciego . Línea de matar . Manómetro del Múltiple . Manómetro preventor anualr . Regulador de preventor anular . Válvula de presión baja . Válvula de seguridad . Operar preventores arietes Línea de estrangulador . Gabinete 23 Cuando se realizan las operaciones con snubbing, (figura 25) esto se convierte en: Pformación £ prof x densidad del lodo/10 +Ps Los factores que previenen la entrada del fluido de formación en las operaciones normales son pre- sión de formación, profundidad de formación y la densidad del fluido en el pozo. Un factor adicional para el snubbing es la presión superficial. Ejemplo 4 Un pozo vertical de 3,354 m tiene una presión de fondo de 524 kg/cm2 El peso mínimo del lodo requerido para mantener el control del pozo durante una operación convencional de reparaciones, se calcula al reajustar la: r³ formacion x 10 ³ 5240 ³ 1.56 gr/cm3 Prof 3354 Si se requiere un fluido de control con base de aceite y densidad de 0.84 gr/cm3 para prevenir daños a la formación, se debe mantener una presión en superficie para el control del pozo, y se calcula como sigue: Ps ³ Pf - (Prof x densidad /10) Ps ³ 524 - (3354 x 0.84 / 10) ³ 242 Kg/cm 2 En la figura 26 se muestra una curva de la pre- sión en el pozo con profundidad para los casos de snubbing y para las operaciones normales. Note que la presión en todos los puntos por arriba de la profundidad total, en el caso de snubbing, es mayor que la presión en las operaciones normales. Con tubería fuera del pozo Como se mencionó previamente, las unidades snubbing se emplean a menudo en pozos que ex- perimentan problemas de control. En un pozo de perforación donde se tiene un brote con la sarta de tubería fuera del agujero, el control del pozo tendrá que mantenerse durante el lapso en que la unidad está siendo movilizada y se prepare para la operación. Durante todo este tiempo el único indicio de las condiciones del fondo del pozo es la presión superficial. Si la presión superficial es constante, el brote probablemente ha sido contenido y el fluido de entrada está aún en el fondo. Si la presión de superficie no es constante, se requiere establecer el control del pozo para evitar la migración de gas o el flujo subterráneo. El indicador en superficie de estos dos fenómenos es el incremento de la presión de superficie. Reventón subterráneo Si la entrada del fluido es lo suficientemente grande para fracturar la formación en la zapata, el flujo subterráneo probablemente emigrará de una for- mación permeable en el fondo del pozo hacia las fracturas cerca de la zapata. Los fluidos del pozo se verán rápidamente desplazados hacia la formación, y si el fluido es gas, éste llenará también la tubería de revestimiento debido a la migración ascendente de la corriente del flujo en la zapata, como se muestra claramente en la figura 27. El reventón subterráneo puede identificarse por las presiones en superficie. Éstas exceden el máximo permitido para un corto periodo, seguido por una pre- sión de superficie fluctuante o en aumento. Una vez que la formación se ha fracturado en la zapata, la suma Figura 26 Comparativo de presiones Presión kg/cm2 Profundidad(m) 23(5$,Ï1 219(1,21$/ 23(5$,Ï1 618%%,1*

25. Control de BrotesControl de Brotes 13 Figura 14 Estrangulador variable hidráulico. Figura 15 Válvula de seguridad de TP. 1. CUERPO 2. ASIENTO INFERIOR 3. ESFERA OBTURADORA 4. SELLO SUPERIOR 5. MANIVELA (ÁREA DE CIERRE) 6. COJINETE DE EMPUJE 7. ANILLO RETENEDOR INFERIOR SECCIONADO 8. ANILLO RETENEDOR SUPERIOR 9.- ANILLO RETENEDOR 10. ANILLO RETENEDOR EN ESPIRAL 11.ANILLO (O) SUPERIOR 12. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR 13. ANILLO (O) INFERIOR 14. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR 15. SELLO EN (T) DE LA MANIVELA 16. RONDANA CORRUGADA barse nuevamente, además tendrán que ser estric- tamente efectuadas en los pozos exploratorios. VI. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Los procedimientos de cierre varían para cada caso en particular. Mucho dependen de la operación y el equipo que se tenga disponible en el momento de tomar la decisión de cierre del pozo. A continua- ción, se realizará una breve descripción de las téc- nicas que se aplican para las situaciones más comunes de un brote. Procedimiento de cierre al estar perforando Una vez identificado el brote, lo más importante es cerrar el pozo con el fin de reducir al mínimo la entrada de fluido invasor con sus posibles consecuencias; a continuación se explican los pasos para cerrar el pozo al estar perforando. 1. Parar la rotaria, levantar la flecha para que su conexión inferior esté arriba de la mesa rotatoria. 2. Parar el bombeo de lodo. 3. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida. 4. Abrir la válvula de la línea de estrangulación. 5. Cerrar el preventor de arietes superior o el preventor anular. 6. Cerrar el estrangulador. 7. Medir el incremento en el nivel de las presas. 8. Anotar las presiones de cierre de TP y TR durante cada minuto hasta la estabilización de la presión y posteriormente cada cinco minutos sin que se rebase la presión máxima permisible. 9. Observar que los preventores no tengan fugas. 10. Verificar la presión de los acumuladores. A este procedimiento de cierre se le conoce como “Cierre suave” y tiene dos ventajas: una es reducir el golpe de ariete y la onda de presión sobre el pozo y las conexiones superficiales. La segunda es permitir observar la presión del espacio anular y en caso de ser necesario la desviación del flujo. Otra variante de este método es conocida como “Cierre duro” la cual tiene los siguientes pasos: 1. Parar la rotaria y levantar la flecha arriba de la mesa rotatoria. 2. Parar las bombas de lodos 3. Abrir la válvula de la línea de estrangulación. control remoto suficientes, y ubicados estratégica- mente a donde el perforador pueda llegar con rapi- dez y operar el conjunto de preventores. Al término de cada instalación del arreglo de preventores, según la etapa que se perfora, debe- rán siempre efectuarse las pruebas de apertura y cierre desde la unidad de cierre y posteriormente de cada uno de los tableros de control remoto, para verificar el funcionamiento integral del sistema. Es- tas pruebas por norma establecen 21 días para pro 24 de la presión superficial y la columna hidrostática re- flejan la presión de la fractura y no la presión de fondo del pozo. Si el equipo superficial no está programado para las presiones que ocurrirán cuando la columna com- pleta de lodo sea desplazada por el gas. Será necesario limitar las presiones superficiales al bombear lodo o agua dentro del pozo, a un gasto que exce- da la velocidad creciente de la burbuja. Mantener el control en viajes Para mantener una presión de fondo constante mientras la tubería se mete o se saca del pozo, se requerirá desfogar volúmenes de fluido del pozo o agregar volúmenes al mismo. Si la tubería se mete en un pozo que no contenga gas, se producirá un efecto de compresibilidad li- mitada de los fluidos del pozo, dando lugar a que la presión superficial aumente rápidamente si no se extrae suficiente volumen de fluido del pozo. Este aumento en la presión superficial dará como resultado un aumento igual en presión a través de todo el pozo y puede dar como resultado una fractura de formación o una falla en la tubería de revestimien- to. Si no se bombea suficiente fluido al pozo a medida que la tubería se saca, la presión superficial se reducirá y las formaciones permeables expuestas pueden aportar fluidos al pozo. El aumento de presión originada por el snubbing con fluidos del pozo libres de gas, puede calcularse de acuerdo a la fórmula siguiente: DP = (Ltp x Destp) / (Fw x 2.8 + Fo x 5.0 + Fs x 0.2) x 10 -6 x Vol p Donde: DP = Cambio en presión, psi. Fw = Fracción del volumen de agua. Fo = Fracción del volumen de aceite Fs = Fracción del volumen de sólidos Ltp = Longitud de la tubería introducida al pozo, en pies. Destp = Desplazamiento efectivo de la tube- ría de trabajo, bbl/pie. Volp = volumen del pozo, bbl. Si ocurre un reventón subterráneo en la zapata de revestimiento, los fluidos de control del pozo se ve- rán rápidamente desplazados por el gas y la tubería de revestimiento también se llenará de gas. Ejemplo 5 Un pozo de 2,440 m tiene una tubería de revestimiento de 7”, 29 lb/pie Di = 6.184” colocada a 1,830 m y agujero de 6” a la profundidad total. La prueba de goteo en la zapata de revestimiento indicó una densidad equivalente de lodo de 1.86 gr/cm3 . Si el pozo tiene lodo base aceite de 1.08 gr/cm3 (70% de aceite, 20% de agua y 10% de sólidos) y tiene una presión superficial de 53 kg/cm², ¿qué tanta tubería de 2 3/8” puede introducirse en el pozo sin realizar el desfogue antes de que la formación se fracture? La máxima presión de superficie permitida antes de la fractura de formación, es de: Ps = (1.86 - 1.08) x 1,830 / 10= 143 kg/cm2 . El incremento permitido de presión antes de la fractura de formación es de: DP= 143-53=90 kg/cm2 El volumen del pozo es de: Volp=1,830 x 6.1842 x 0.5067 + 610x62 x 0.5067 Figura 27 Reventón subterráneo. PCTR Flujo de Gas Flujo de Gas Gas en lodo Gas en superficie

26. Control de BrotesControl de Brotes 12 Cuando se diseña el múltiple de estrangu- lación deben tomarse en cuenta los siguientes factores: •Establecer la presión máxima de trabajo. •Los métodos de control a utilizar para incluir el equipo necesario. •El entorno ecológico. •La composición, abrasividad y toxici- dad de los fluidos congénitos y volumen a manejar. Líneas de matar Otro de los componentes en el equipo superficial son las líneas de matar. Estas conectan las bombas del equipo con las salidas laterales del carrete de control, para llevar a cabo las operaciones de control cuando no pueden efectuarse directamente por la tubería de perforación (figura 12). Estranguladores variables Son accesorios diseñados para restringir el paso de los fluidos en las operaciones de control. Con esto generan una contrapresión en la tubería de revestimiento con el fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento. Esto facilita la correcta aplica- ción de los métodos de control. Los estranguladores variables pueden ser de dos tipos: manual (figura 13) e hidráulico (figura 14). Este último presenta mayores ventajas sobre el manual ya que permite abrir o cerrar a una mayor velocidad lo que se convierte en una gran ventaja cuando se obstruye por pedacería de hule, formación etcétera. Válvula de seguridad de TP Este accesorio del sistema superficial se debe dis- poner en diámetro y tipo de rosca igual a la tubería de perforación y su ubicación debe ser de fácil ac- ceso a la cuadrilla en el piso de perforación, para que pueda colocarse rápidamente cuando se tiene un brote por la tubería de perforación (figura 15). V. SISTEMA DE CONTROL DEL CONJUNTO DE PREVENTORES El sistema de control del conjunto de preventores permite aplicar la presión necesaria para operar todos los preventores y válvulas hidráulicas instaladas. Los elementos básicos de un sistema de control son ·Depósito almacenador de fluido y acumuladores. ·Fuente de energía – Unidades de cierre (figura 16). ·Consola de control remoto (figura 17). ·Válvula de control para operar los preventores. Todo equipo de perforación, terrestre o marino de- berá estar equipado con el número de tableros de Figura 12 Línea de Matar para 5, 10, 15 kpsi. 25 Volp = 46,587 lt El desplazamiento de la tubería de trabajo (igno- rando las juntas de la herramientas) es de: Desptp=0.5067 x 2.3752 = 2.86 lt/m Sustituyendo en la ecuación, tenemos que: 1,278 = Despejando L = 277.8 pies L = 85 m. Perforando pozos Cuando se requiere un snubbing en un pozo de perforación, generalmente hay una combinación de lodo y gas en el pozo. Si el gas está en el fondo, los cambios de tubería se manejan sacando un volumen de lodo, igual al desplazamiento de la tubería. Si se hace esto, las presiones hidrostática y superficial no sufrirán cambios y la presión de fondo per- manecerá constante. A medida que la tubería de trabajo se introduce al fluido invasor, la altura del fluido aumenta, reducien- do el total de la presión hidrostática y dando como resultado una mayor presión superficial para dar una presión de fondo. Si los volúmenes que se extraen del pozo se basan en el desplazamiento de la tube- ría, entonces la presión superficial aumentará y la presión de fondo permanecerá constante. Si se hace un intento de mantener constante la presión superficial, la presión de fondo se verá reducida y ocurri- rá una entrada de fluido. Si el gas está en la superficie, generalmente no será posible determinar el volumen que ha sido extraído del pozo, por lo que será necesario calcular la altura del gas en el pozo y extraer sólo el gas suficiente para mantener constante la presión superficial mientras se trabaja con snubbing dentro de la columna de gas. Esto aumenta la presión de fondo del agujero. La reducción requerida en la presión superficial puede calcularse utilizando la siguiente fórmula: DSICP = Donde: DSICP = Reducción requerida en la presión superficial, psi. DL= Tubería de trabajo por debajo de la interface del gas/lodo, en pies. Destp = Desplazamiento efectivo de la tubería de trabajo, bbl/ft. CAPan = Capacidad del espacio anular entre la TP y el pozo, (bbl/ft). Si se reduce la presión de superficie antes de que la tubería de trabajo entre a la columna de lodo, se reducirá la presión del agujero. Por lo tanto, se recomienda que el gas sea circulado del agujero cuando la tubería de trabajo entre a la columna de lodo. Pozos en producción Frecuentemente, el snubbing se utiliza en pozos de producción para evitar los daños a la formación asociados con el control del pozo. Los aspectos de control de pozos de tales trabajos son similares a los considerados para los pozos de perforación, aunque generalmente existe menos posibilidad de una fractura de formación o de fallas en la tubería. Otra consideración es que debe evitarse un sobrebalance excesivo, ya que fuerza los fluidos del pozo dentro de los disparos de producción. Este problema será más grave en pozos que tengan un volumen considerable de agua. Control de pozos con unidades snubbing Frecuentemente, el objeto de instalar una unidad de snubbing es el de controlar un pozo. El pozo se cerra- rá. Pero en ocasiones el equipo de superficie o del fondo del pozo es inadecuado para mantener las presiones de cierre y el pozo fluirá para desahogar las presiones. Otra posibilidad es que puede haber ocurrido una fractura de la formación del fondo del pozo y el pozo esté fluyendo de manera subterránea. Cierre del pozo Una vez que la tubería ha sido introducida hasta el fondo, pueden implementarse el Método del Perfo- rador o el Método de Esperar y Pesar (Método del Ingeniero). Los siguientes factores pueden complicar el control de un pozo: (0.7 x 2.8 + 0.2 x 5.0 + 0.1 x 0.2) x 10 -6 x 293 L x 0.0055 DL x Destp x 0.052 x r CAPan Figura 13 Estrangulador variable manual. ´ ´ ´ ´ ´

27. Control de BrotesControl de Brotes 11 Ejemplo 1 Densidad máxima de lodo : 1.26 gr/cm3 Profundidad programada : 3200 m. Densidad fluido invasor (gas) : 0.3 gr/cm3 Considerando la condición más crítica cuando el pozo está lleno del fluido invasor se tiene: Psmax = Ph – Pg Psmax = 403.2 – 96 Psmax = 307.2 kg/cm2 ( 4368 lb/ pg2 ) Donde: Ph = presión hidrostática (lodo) Pg = presión del gas Conelvalorobtenidoelegimoselconjun- to de preventores de un valor de presión de trabajo inmediato superior, para este caso es de 5000 lb/pg2 . Una consideración importante es que la presión interna de la tubería de revestimiento (considerando un 80% como factor de seguridad) que sostie- ne al conjunto de preventores, debe- rá ser mayor que la presión superficial máxima calculada. Deberá tenerse especial cuidado en manejar diferentes factores de seguridad cuando la tubería de revestimiento ha sido so- metida a los esfuerzos de desgaste por rotación de la sarta de perforación y a fluidos altamente corrosivos. Otro aspecto importante a considerar dentro del cálculo es la presión de fractura de las formaciones expuestas abajo de la zapata, para prevenir los brotes subterráneos. Múltiple de estrangulación El múltiple de estrangulación se forma por un conjunto de válvulas, crucetas y “ts”, estranguladores y lí- neas. Se utilizan para controlar el flujo de lodo y los fluidos invasores durante la perforación y el proceso de control de un pozo. Un sistema de control superficial de preventores se conecta a través de líneas metálicas (de matar o de inyección) para proporcionar alternativas a la di- rección del flujo De manera similar al conjunto de preventores, el múltiple de estrangulación se estandariza de acuerdo a la norma API 16C y las prácticas reco- mendadas API-53C (figuras 10 y 11). Figura 10 Múltiple de estrangulación: Presión de trabajo 2000 y 3000 lb/pg2 . A LA PRESA DE QUEMAR O SEPARADOR LODO-GAS 3 1 / 8 pg3 1 / 8 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg ESTRANGULADOR AJUSTABLE ´ ´ 26 • Puede ser que no esté disponible la presión de cierre de la tubería de perforación. Se instalan dos válvulas de seguridad en la tubería de trabajo para prevenir un contraflujo. La presión de cierre de la tubería de perforación puede calcularse al bombear lentamente por la tubería y anotando la presión a las cuales las válvulas de seguridad dan una respuesta. Esta presión se hace evidente por una anomalía en una gráfica de presiones contra el volumen bombeado. • Las presiones a bajos gastos de circulación no están disponibles. La tubería de trabajo del snubbing, generalmente es pequeña y por lo tanto, las presiones de fricción por circulación son más altas para los gastos de bombeo. De hecho, los gastos del lodo de control son generalmente más pequeños que los usados en un control convencional. • Las unidades de snubbing son requeridas en pozos de perforación cuando ha entrado un gran brote. Debe tenerse mucho cuidado entonces de no inducir un colapso de la formación mientras se está removiendo el fluido invasor del pozo. Las presiones aplicadas pueden reducirse : a) Matando el pozo con la densidad del lodo que exactamente equilibre la presión de for- mación en el fondo del mismo. b) Removiendo el fluido con varias circulaciones al meter lentamente la tubería dentro del gas mientras continúa la circulación. Pozo fluyendo Si el pozo está fluyendo, ya sea en la superficie o en una formación, se requerirá un control dinámi- co, utilizando una combinación de presión hidrostática y una contrapresión friccional para matar al pozo. En ocasiones un control dinámico puede realizarse con la tubería fuera del fondo, pero esta operación por lo general, tiene un porcentaje de éxito si la tubería de trabajo puede correrse hacia el fondo, adyacente a la formación que fluye. En la figura 28 se muestra un equipo snubbing para manejar altas presiones. X.PROBLEMASCOMUNESENCONTROLDEBROTES Estrangulador erosionado o tapado Cuando se tiene una erosión en el estrangulador se detecta fácilmente, dado que al cerrar éste un poco no se tiene variación en el registro de presiones. Por otro lado un estrangulador semitapado genera ruidos en las líneas y vibraciones en el manifold de estrangulación. Presiones excesivas en tuberías de revestimiento Los problemas de presiones excesivas en las tube- rías de revestimiento se presentan en las dos situaciones siguientes: 1. Cuando en el control del pozo la burbuja del fluido invasor llega a la superficie y la presión que se registra en el espacio anular es muy cercana a la presión interna de la tubería de revestimiento. 2. Al cerrar el pozo, la presión de cierre de la tube- ría de revestimiento es igual o cercana a la máxi- ma presión permisible en el espacio anular para las conexiones superficiales de control o la tu- bería de revestimiento. Figura 28 Equipo Snubbing para perforación y terminación. Figura 11 Múltiple de estrangulación Presión de trabajo de 5000 lb/pg2. . A LA PRESA DE QUEMAR O SEPARADOR LODO-GAS 2 1 / 16 pg 3 1 / 8 pg 3 1 / 8 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg 2 1 / 16 pg ´ ´ ´ ´

28. Control de BrotesControl de Brotes 10 A – Preventor anular G – Cabeza rotatoria K – 1000 lb/pg2 (70 kg/cm2 ) R – Preventor de arietes Rd – Preventor de arietes para tubería Rt – Preventor triple con tres juegos de arietes. S – Carrete de control con salidas laterales de matar y estrangular. Para definir los rangos de presión de trabajo del conjunto de preventores se considerará lo siguiente: • Resistencia a la presión interna de la TR que so- porta al conjunto de preventores. • Gradiente de fractura de las formaciones próxi- mas a la zapata de la última tubería de revestimiento. • Presión superficial máxima que se espera manejar. Se considera que la condición más crí- tica se presenta cuando en un brote, el lodo del pozo es expulsado totalmente por el fluido invasor. En el ejemplo 1 se efectúa el cálculo para determinar la capacidad del arreglo de preventores. Figura 7 arreglos API 2000 psi Figura 8 Arreglos API para 3000-5000 psi Figura 9 Arreglos API para 10000-15000 psi 27 Los problemas de este tipo tienen como solución la operación del estrangulador para un manejo adecuado de presiones, sin embargo, siempre debe consi- derarse un factor de seguridad para las tuberías. Problemas de gas somero En ocasiones, no es recomendable cerrar el pozo, sino solamente tomar las medidas adecuadas para depresionar la formación mediante el desvío del flujo a la presa de quema. Con esto se evita una posible ruptura de tubería de revestimiento o de formaciones superficiales Cuando la tubería no se encuentra en el fondo del pozo Si la tubería no se encuentra en el fondo del pozo cuando ocurre un brote, es posible efectuar el control con los métodos convencionales, dependiendo de la posición del fluido invasor, la longitud de tu- bería dentro del pozo y la presión registrada en la tubería de perforación. Cuando el brote se encuentra bajo la barrena se observarán ligeras diferencias en las presiones de cierre. Para lograr el control del pozo podemos considerar dos casos: 1. Es posible incrementar la densidad del fluido de control del pozo. • Determine la densidad de control a la profundidad de la barrena. • Calcule la densidad equivalente de circulación. • Si la densidad equivalente de circulación es me- nor que la densidad máxima permisible, circule el brote por los métodos convencionales. • Introducir la barrena repitiendo, los pasos anteriores en el menor número de etapas posibles, hasta que la barrena llegue al fondo. 2. El pozo no permite incrementar la densidad del lodo. En este caso es difícil o prácticamente imposible realizar el control por los métodos convencionales. Aquí la tubería tiene que introducirse en las dos formas siguientes: 1. Introducir la TP a presión con el preventor cerrado (stripping). 2. Introducir la TP a presión usando equipo especial (snubbing). Pozo sin tubería De inmediato cuando se tiene un brote en estas circunstancias, deben cerrarse los preventores con la apertura necesaria del estrangulador que desfogue presión para evitar daños a la formación o a la tu- bería de revestimiento, para posteriormente regre- sar fluidos a la formación e introducir la tubería a presión a través de los preventores. Presiones excesivas en la tubería de perforación Normalmente la presión superficial en TR es mayor que la registrada en la tubería de perforación. Sin embargo, se pueden tener grandes cantidades de fluido invasor fluyendo por la TP antes de cerrar el pozo. Para proteger la manguera y la unión girato- ria (swivel) que son las partes más débiles, se deben de realizar las siguientes acciones. 1. Cerrar la válvula de seguridad 2. Desconectar la flecha 3. Instalar una línea de alta presión 4. Bombear lodo de control al pozo Pérdida de circulación asociada a un brote La pérdida de circulación es uno de los problemas más serios que puede ocurrir durante el control de un brote, debido a la incertidumbre que se tiene en las presiones de cierre. Para el caso de pérdida parcial se puede emplear la preparación del lodo con volúmenes de obturante. En pérdida de circulación total y cuando se tenga gas, la so- lución es colocar tapones de barita en la zona de pérdida en unos 100 m de agujero. Para flujos de agua se recomienda colocar un tapón de diesel, bentonita y cemento. XI. SIMULADOR DE BROTES En la perforación de pozos petroleros, uno de los problemas más serios, es el descontrol de pozos durante las operaciones de perforación, termina- ción y el mantenimiento de los pozos. Estos mismos descontroles dañan al personal, equipo, yacimiento y al entorno ecológico, dando una ima- gen negativa de la empresa. Para enfrentar estos graves problemas la tecnolo- gía ha desarrollado simuladores físicos (equipo y software) y matemáticos (programas) que permiten entrenar y examinar el grado de conocimientos que sobre el control de pozos tiene el personal, en condiciones totalmente seguras.

29. Control de BrotesControl de Brotes 9 •La presión del pozo ayuda a mantener cerra- dos los arietes. •Tiene un sistema secundario para cerrar ma- nualmente. •Los arietes de corte sirven para cortar tubería y cerrar completamente el pozo. Los arietes son de acero fundido y tienen un conjunto de sello diseñado para resistir la compresión, estos pueden ser de los siguientes tipos: ·Arietes para tubería ·Arietes variables (tubería y flecha) ·Arietes de corte Los arietes variables son similares a los de tubería siendo la característica distintiva la de cerrar sobre un ran- go de diámetros de tubería, así como medidas variables de la flecha. Las presiones de trabajo de los preventores son de 3000, 5000, 10,000 y 15,000 lb/pg2 . Arreglos de preventores En el criterio para el arreglo del conjunto de preventores, se debe considerar la magnitud de las presiones a que estarán expuestos y el grado de protección requerido. Cuando los riesgos son pequeños y cono- cidos tales, como presiones de formación normales, áreas alejadas de grandes centros de población o desérticas, un arreglo sencillo y de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación. Por el contrario, el riesgo es mayor cuando se tienen presiones de formación anormales, yaci- mientos de alta productividad y presión, áreas densamente pobla- das y grandes concentraciones de personal y equipo como lo es en barcos y plataformas marinas. Es en estas situaciones en donde se tendrá un arreglo más comple- to y por consecuencia más cos- toso. La clasificación típica de API para conjunto de preventores API-RP-53 (3ra edición marzo, 1999) es la adecuada para operar con 2000, 3000, 5000, 10, 000 y 15,000 lb/pg2 (141, 211, 352, 703 kg/cm2 ) de presión de trabajo (figuras 7, 8, 9). Para identificar cada uno de los códigos empleados por el API describiremos a continuación: Figura 6 Preventor de arietes doble. Figura 5 Preventor anular. ´ ´ ´ ´ ´ ´ ´ ´ 28 Dentro de los simuladores físicos se consideran los de escala real. Consisten de consolas que operan y simulan todas las condiciones de los equipos de perforación en tamaño similar al real, los principales componentes que en general tienen estos sistemas ofertados en el mercado son: • Consola del instructor • Consola del perforador • Consola para operar las llaves de apriete • Sistema de control del lodo • Consola de operación remoto del estrangulador • Consola para operar preventores terrestres • Consola de preventores submarinos • Consola del maniful del standpipe En general el software que proveen los simuladores permiten realizar cálculos con los más modernos métodos y procedimientos de control de pozos. A continuación, se presenta una relación de parámetros que pueden manejar los equipos que generalmente son ofertados en el mercado para el control de pozos. • Procedimientos de cierre • Operación de preventores y estrangulador • Operación del sistema de lodos • Volumen en presas • Prueba de leak-off • Pérdidas de circulación • Brotes instantáneo, de aceite, gas y agua • Prueba de conexiones superficiales • Brotes durante viajes (introducción y extracción de tuberías) • Brotes con la tubería fuera • Ambientes de control terrestre y marino • Efectos de la migración del gas • Modelos de presión • Estranguladores automáticos • Predicción de presiones anormales. Adicionalmente pueden simular las condiciones de falla de los equipos y algunos problemas durante la perforación como lo son las pegaduras de tuberías, geología, de fluidos etcétera. Los simuladores matemáticos son programas de cómputo que se instalan en computadoras perso- nales y en segundos mediante millones de cálculos simulan el comportamiento de los fluidos invasores y las presiones generadas por los diferentes mé- todos de control, facilitando con esto el control de un pozo. XII. Reventón en el sur de Louisina, E.U.A. (2) A menudo los reventones originan daños seve- ros a las tuberías de revestimiento y al equipo supeficial. El problema es tan severo que la con- fianza sobre la integridad tubular, sólo origina más pérdida de control. En algunos casos, el equipo dañado puede parecer estar en buenas condiciones, aunque resulte inadecuado cuando se le ne- cesite. Bajo estas circunstancias, la dinámica del fuido ha probado ser un elemento invaluable para recuperar el control del pozo. En muchas ocasiones, el control de un pozo se re- lega al reino de la mística. Podemos mandar personas a la luna, pero la única solución para un reven- tón se considera “palabras mayores”. De acuerdo con muchas personas, el control de pozos y los reventones están exentos de obedecer las leyes de la ciencia. La experiencia nos ha mostrado que los reventones son problemas de ingeniería, sujetos a las mismas leyes físicas de todos los problemas de in- geniería, y que se puede ganar más al trabajar dentro de los límites de estas leyes que al confiar en el miedo a la superstición. Un buen ejemplo de control de un pozo utilizando métodos de ingeniería, se vio recientemiente en un reventón ocurrido en el sur de Louisiana. Este pozo fue terminado en la formación “Frío”, con disparos en el intervarlo 14,586´- 14,628´. En el momento del re- ventón se cerró el pozo, registrando una presión en la tubería de producción de 9,700 lb/pg2 , con una pre- sión de fondo cerrado de aproximadamente 12,000 lb/pg2 . Se muestra un esquema de esto en la figura 29. La capacidad inicial de producción del pozo del sur de Louisiana fue mayor de 50 millones de pies cúbicos de gas, más 5,000 barriles de condensado por día. Tres semanas después de la terminación, se pre- sentó una fuga en la tubería de producción y se regis- traron 5,400 lb/pg2 en la tubería de revestimiento de 7 5/8”, se descargó la presión de 5,400 lb/pg2 a 1000 lb/ pg 2 con gas en superficie. En un intento por reducir la presión de la tubería de revestimiento, el pozo estuvo produciedo durante seis horas y después fue cerrado. Al siguiente día, la presión en la tubería de revestimiento de 7 5/8” (2) Roberto D. Grace y Bob Cudd. Traducción parcial: M.I. Filemón Ríos Chávez

30. Control de BrotesControl de Brotes 8 ·Flujo sin circulación ·El pozo toma menos volumen o desplaza mayor volumen. El volumen requerido para llenar el pozo, debe ser igual al volumen de acero de la tubería que ha sido extraída. Si la cantidad necesaria de lodo para llenar el pozo es mayor, se tiene una pérdida y ésta trae consigo el riesgo de tener un brote. En caso de introducir tubería, el volumen desplazado deberá ser igual al volumen de acero introduci- do en el pozo. Según las estadísticas la mayoría de los brotes ocurren durante los viajes de tubería y por el efecto de sondeo se vuelve más crítica cuando se saca tube- ría (figura 4). Indicadores al sacar o meter herramienta Los mismos indicadores de viaje de tuberías se tienen para los lastrabarrenas, la diferencia estriba principalmente en el mayor volumen de lodo desplazado por esta herramienta. Indicadores sin tubería en el pozo Setienendosindicadoresparaestasituación:aumento de volumen en las presas y el flujo sin bombeo. IV. EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE SE- GURIDAD Y CONTROL Al manifestarse un brote durante la perforación de un pozo, el sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él. Las personas claves en un equipo de perforación terrestre o plataforma de perforación costafuera son el técnico y el perforador. Si ellos están adiestrados en el funcionamiento y operación de los sistemas de control así como de los indicadores de la presencia de un brote, no dudarán en los procedimientos para tener el pozo bajo control. A continuación describiremos los componentes del sistema de control superficial. Cabezal de tubería de revestimiento Este forma parte de la instalación permanente del pozo y puede ser de tipo roscable, soldable, bridado o integrado. Su función principal es la de anclar y sellar la tubería de revestimiento e instalar el conjunto de preventores. El cabezal tiene salidas laterales en las que pueden instalarse líneas auxiliares de control. Preventor anular El preventor anular también es conocido como es- férico (figura 5). Se instala en la parte superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote. El tamaño y capacidad deberá ser igual a los de arietes. El preventor anular consta en su parte interior de un elemento de hule sintético que sirve como elemento empacador al momento de cierre, alrededor de la tubería. Preventor de arietes Este preventor (figura 6) tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes de acuerdo a los arreglos de preventores elegidos, como se explicará más adelante. Las características principales de estos preventores son: • El cuerpo del preventor se fabrica como una unidad sencilla o doble. • Puede instalarse en pozos terrestres o marinos. P‡…‚† $È Wvhwhq‚ È Qr…s‚…hq‚ !$È Figura 4 Estadística de brotes. 29 se había reducido a 1700 lb/pg2 . Se escuchó un rui- do estrepitoso en el subsuelo. Después de un corto periodo, la presión superficial en todas las sartas de tubería era igual a 4,000 lb/pg2 y el pozo tenía un reventón subterráneo. Se lograron ventas de emergencia y el pozo fue estabilizado en 30 millones de pies cúbicos de gas, más 3,600 barriles de condensado por día, a una presión de flujo en la cabeza del pozo de 4,000 lb/ pg2 y una temperatura superficial de 200º Farenheit. Las operaciones subsecuentes revelaron que la tu- bería de 2 7/8” se había roto a 164 pies debajo de la superficie, y que las tuberías de revestimiento de 7 5/8” y 9 5/8” había fallado. De manera que la tubería de revestimiento y la zapata de 13 3/8” a 3,538 pies estuvieron expuestas a la presión total de la cabeza del pozo. La ubicación y naturaleza exacta de las fallas de la tubería de revestimiento no se conocen. La condi- ción del pozo se ilustra en la figura 30. A esto siguieron 5 semanas de procedimientos con- Figura 29 Figura 30 Tubería de producción 3UHVLyQ HQ 73 SVL 13 3/8” a 3,538’ (1, 078 m) Empacador a 14, 500’ (4, 420 m) 9 5/8” a 11, 650’ (3, 551 m) 7 5/8” a 13, 000’ (3, 962 m) TRC 5” a 15, 000’ (4, 572 m) Boca LN a 12, 695’ Disparo 14, 586’ -14, 628’ ( 4, 446 - 4, 459 m) Tuberia de Producción 2 7/8” - 2 3/8” vencionales y de rutina para el control de pozos, sin tener éxito alguno. De hecho, debido a la falta de integridad de los arietes dentro de los preventores del arreglo del snubbing, las condiciones del pozo se habían deteriorado. Después de 6 semanas, la canasta del snubbing se encontraba a 120 pies arriba del terreno. La creciente preocupación fue que quizás no fuera posible el control superficial y que tendrían que iniciarse las operaciones del pozo de ali- vio; o que quizás el gas surgiera a la superficie, originando una pérdida total de control superficial, además de los graves peligros en las vidas, los recursos y el medio ambiente. Después de 6 semanas de llevar a cabo méto- dos convencionales de control, se decidió controlar el pozo con la dinámica del fluido. El uso de la dinámica del fluido en el control de pozos es tan viejo como la industria misma. El uso de la dinámica de fluidos “de ingeniería”, sin embargo, fue primeramente reportado en 1977 y describe lo que hoy día se conoce como el “momentum para matar”. SÃ EO SVL ‚ ) 13 3/8” a 3,538’ (1, 078 m) Empacador a 14, 500’ (4, 420 m) 9 5/8” a 11, 650’ (3, 551 m) 7 5/8” a 13, 000’ (3, 962 m) TRC 5” a 15, 000’ (4, 572 m) Boca LN a 12, 695’ Disparo 14, 586’ -14, 628’ ( 4, 446 - 4, 459 m)

31. Control de BrotesControl de Brotes 7 ·Geometría del pozo ·Estabilizadores en la sarta III. INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE Al 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 re- ventón. Con una detección oportuna las estadísti- cas demuestran que se tiene hasta un 98% de pro- babilidad de controlarlo. Los indicadores de que el lodo fluye fuera del pozo durante la perforación son: ·Al perforar ·Al sacar o meter tubería de perforación ·AL sacar o meter herramienta ·Sin tubería dentro del pozo Indicadores al estar perforando: a) Aumento en la velocidad de penetración: La velocidad de penetración está en función de varios factores como lo son peso sobre barrena, velocidad de rotación, densidad de lodo e hi- dráulica. Pero también se determina por la pre- sión diferencial entre la presión hidrostática del lodo y la presión de la formación. Es decir, que si la presión de formación es mayor, aumentará considerablemente la velocidad de penetración de la barrena. Cuando esto ocurra y no se tenga ningún cambio en los otros parámetros, se debe tener precaución si se están perforando zonas de presión anormal o el yacimiento en un pozo exploratorio. b) Disminución de la presión de bombeo y aumen- to de emboladas. Cuando se está perforando y ocurre un brote, los fluidos debido al brote se ubican únicamente en el espacio anular y éstos tienen una densidad menor a la del lodo, por lo que la presión hidrostática dentro de la tubería será mayor, propiciando que el lodo dentro de la sarta de perforación fluya más rápido hacia el espacio anular, con la consecuente disminución de presión de bombeo y el aceleramiento de la bomba de lodo que manifiesta un aumento del número de emboladas por minuto. Sin embargo es importante tener en cuenta que una dis- minución en la presión de bombeo también se puede deber a las siguientes causas: · Reducción del gasto de circulación · Rotura o fisura en la TP · Desprendimiento de una tobera de la barrena · Cambio en las propiedades del lodo c) Lodo contaminado por gas, cloruros, cambios en propiedades geológicas: La presencia de lodo contaminado con gas puede deberse al fluido contenido en los recortes o al flujo de fluido de la formación al pozo que circula a la superficie. Conforme el gas se expande al acercarse a la superficie se provoca una dis- minución en la presión hidrostática que puede causar un brote. La detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua son indicadores de que los fluidos de formación entran al pozo. Debe tenerse especial cuidado ya que esto también indica la perforación de una sección salina. Las propiedades geológicas también son indicadores de la presencia de fluidos extraños en el lodo de perforación. Esto se manifiesta en cambios en la viscosidad, relación agua-aceite y la precipitación de sólidos. Cuando se tienen sospechas de un brote, la respuesta oportuna ante los indicadores mencionados durante la perforación, crearán las condiciones necesarias para controlar el brote. Las acciones que de- berán seguirse son: · Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se encuentra fluyendo, es indicativo (generalmente) de que un brote está en camino; a esta acción se le conoce como “OBSERVAR EL POZO”. Al efectuar esto, se recomienda revisar el nivel de presas y las presiones en los manómetros en TP y TR y como práctica subir la sarta de perforación de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotatoria. · Por otro lado si el gasto de salida se incrementa mientras se está circulando con un gasto constante, también es un indicador de un brote. Indicadores al sacar o meter tubería Los siguientes se consideran de este tipo: · Aumento de volumen en presas 30 El concepto de matar mediante la dinámica del fluido utiliza el momentum del fluido de matar para so- brepasar el momentum de los fuidos del pozo y re- vertir el flujo. El momentum de los fuidos del pozo se da en la ecuación siguiente: Donde: Mg = Momentum dsc = Densidad del gas en condiciones estándar Qsc = Gasto del gas en condiciones estándar Zi = Factor de compresibidad en el punto de interés Ti = Temperatura en el punto de interés Gc= Constante gravitacional R = Constante de gas S = Gravedad específica del gas Ma = Peso molecular del aire Pi = Presión en el punto de interés Ai = Área en el punto de interés Ui = Velocidad en el punto de interés Las unidades están en cualquier sistema básico. Como se muestra en la ecuación anterior, el momentum del gas es una función de la velocidad de éste. El momentum del fluido de matar se da en la ecuación siguiente. Nuevamente las unidades deben ser sólo consistentes y básicas. Obviamente, el momentum del fluido de matar es una función tanto de la densidad como de la velocidad. Como se podrá ver, la densidad del fuido de matar es un factor importante para mantener muerto el pozo, una vez que el momentum del fluido de matar ha sobrepasado el flujo del reventón. Donde: d = Densidad del fluido Q = Gasto Gc = Constante gravitacional A = Área en el punto de interés Numerosos fluidos para matar están disponibles y se han usado. Algunos de estos incluyen: lodos es- pecialmente diseñados que pesan hasta 35 lb/gal y agua con bromuro de zinc. El agua con bromuro de zinc se seleccionó como fluido para matar este pozo. Las propiedades del agua con bromuro de zinc se dan en la tabla 4. La mecánica necesaria para lograr la muerte por momentum, incluyó un pescante con junta de cir- culación y tubería de 2 7/8” que aseguró el pescado del mismo diámetro a 164 pies (figura 31). El pescante con junta de circulación permitió al pozo con- tinuar fluyendo hacía la superficie. Una tubería para matar de 1 ½” fue forzada a 1200 pies para poder estar mas abajo de cualquier área problema. El criterio inicial de diseño es el de tener suficiente tubería de matar dentro del tubing, para ir más abajo de cualquier punto problema, pero no de- masiado profundo, de modo que la fricción pueda restringir el gasto y el momentum del fluido de matar. Con el extremo de la tubería de matar a 1,200 pies, el momentum de los fluidos del pozo se calculó en 51 lb. Para propósitos de experimientación, se tomó la decisión de proceder con el fluido de bromuro de zinc de 19 lb/gal, agua salada de 9 lb/gal y un gas- to de 12 barriles por minuto a una presión de 12,000 lb/pg2 . Se calculó que el momentum de este fluido era de 82.5 lb. Como se pronosticó, algo del fluido penetró en el agujero; sin embargo, la flama se mantenía. La capacidad de la tube- ría de producción era de 90 barriles. Después de bombear 98 barriles de agua salada de 9 lb/gal, se bombeó lodo de emulsión inversa de 18 lb/gal con un momentum de 0.9 lb. Como se pro- nosticó, se observó una corriente de agua salada de 9.0 lb/gal en la línea de flujo, seguido por el lodo de emulsión inversa y gas limpio. Es interesante hacer notar que aunque el momentum de la salmuera de 9.0 lb/gal hacia que dicha salmuera penetrara al pozo, la densidad no era suficiente para mantener el control, se bom- beó el fluido con bromuro de zinc de 19 lb/gal dentro del pozo a 8 barriles por minuto de 13,000 lb/ pg2 . El momentum del fluido con bromuro de zinc fue calculado en 77.0 lb. La flama se debilitó inmediatamente y el pozo quedó controlado des- pués de haberse bombeado 125 barriles de fluido dQ 2 Mg = GcA dsc Qsc Ui Mg = Gc dsc Qsc Zi Ti R Ui = S Ma Pi Ai

32. Control de BrotesControl de Brotes 6 los lastrabarrenas y la tubería pesada de perfora- ción (Heavy Weight). De acuerdo con las normas API-16D y API-RP59, al estar sacando tubería, debe llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo acuse una disminución de 5 kg/ cm2 (71 lb/pg2 ), en términos prácticos cada cinco lingadas de tubería de perforación. Contaminación del lodo con gas: Los brotes tam- bién se pueden originar por una reducción en la densidad del lodo a causa de la presencia del gas en la roca cortada por la barrena. Al perforar dema- siado rápido, el gas contenido en los recortes, se libera ocasionando la reducción en la densidad del lodo. Eso reduce la presión hidrostática en el pozo, permitiendo que una cantidad considerable de gas entre al pozo. El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo “cortado” y una pequeña cantidad de gas en el fondo representa un gran volumen en la superficie. Los brotes que ocurren por esta causa, ter- minan transformándose en reventones por lo que al detectar este brote se recomiendan las siguientes prácticas: ·Reducir el ritmo de penetración ·Aumentar el gasto de circulación ·Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo Pérdidas de circulación. Son uno de los problemas más comunes durante la perforación. Se clasifican en dos tipos: ·Pédidas naturales o intrínsecas. ·Pérdidas mecánicas o inducidas. Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación, se corre el riesgo de tener un brote y éste se incrementa al estar en zonas de alta presión o en el yacimiento, en pozos delimi- tadores y exploratorios. Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática disminuye al punto de permitir la entrada de fluidos de la formación al pozo, ocasionando un brote. Para reducir las pérdidas de circulación se recomiendan las siguientes prácticas: ·Emplear la densidad mínima que permita mantener un mínimo de sólidos en el pozo. ·Mantener la reología del lodo en condiciones óptimas. ·Reducir las pérdidas de presión en el espacio anular. ·Evitar incrementos bruscos de presión. ·Reducir la velocidad al introducir la sarta. Efectos de sondeo al sacar la tubería: El efecto de sondeo se refiere a la acción que ejerce la sarta de perforación dentro del pozo, cuando se mueve hacia arriba a una velocidad mayor que la del lodo, máxime cuando se “embola” la herramienta con sólidos de la formación. Esto origina que el efecto sea mucho mayor (figura 3). Si esta reducción de presión es lo suficientemente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un valor por debajo del de la formación, dará origen a un des- equilibrio que causará un brote. Entre las variables que influyen en el efecto de sondeo se tienen las siguientes: ·Velocidad de extracción de tubería ·Reología del lodo Figura 3 Efecto de sondeo. 31 con bromuro de zinc. Se midió el nivel del fluido dentro de la tubería a 2,480 pies. La presión de cierre en la tubería de revestimiento de 7 5/8” fue de 800 lb/pg2 , como consuecuencia de la recarga de las zonas poco profundas. El pozo se abrió a la atmósfera y el gas de las zonas recargadas poco profundas se quemó por más de una semana. En conclusión, los procedimientos de control de pozos pueden y deben ser diseñados y la dinámica de los fluidos empleados han probado ser una solución confiable del diseño. Las ventajas de la dinámica de los fluidos empleados aquí son 1. Pronosticables 2. La presión sólo se ejerce en las tuberías de control debido a la fric- ción. 3. No hay consecuencias adversas Preguntas y respuestas 1. En la perforación de pozos petroleros, ¿cuáles son los factores críti- cos que ocasionan un brote? Respuesta: × No reestablecer el volumen de acero con fluido de perforación durante viajes de tubería. × Pérdidas de circulación severas × Permitir que la densidad del fluido de perforación disminuya debido a la contaminación por fluidos de la formación 2.- ¿ Qué acciones debe tomar la cuadrilla ante la presencia de un brote? Respuesta: × Cerrar el pozo × Registrar las presiones × Aplicar el método de control adecuado Tubería de producción Figura 31 6DUWD SDUD PDWDU ´ 13 3/8” a 3,538’ (1, 078 m) Empacador a 14, 500’ (4, 420 m) 9 5/8” a 11, 650’ (3, 551 m) 7 5/8” a 13, 000’ (3, 962 m) TRC 5” a 15, 000’ (4, 572 m) Boca LN a 12, 695’ Disparo 14, 586’ -14, 628’ ( 4, 446 - 4, 459 m) Tabla 4 Propiedades del fluido bromuro de zinc para matar Lecturas del Medidor Fann RPM LECTURAS 'HQVLGDG OEJDO S+ VDO 9LVFRVLGDG SOiVWLFD FS 3XQWR FHGHQWH OE SLHV

33. Control de BrotesControl de Brotes 5 caídas de presión se manifiestan desde la descarga de la bomba hasta la línea de flote. En la práctica se tienen cuatro elementos en los cuales se consideran las pérdidas de presión en el sistema, estos son: · Equipo superficial · Interior de tuberías (TP y herramienta) · A través de las toberas de la barrena. · Espacio anular. Las pérdidas dependen principalmente de las propiedades reológicas del lodo, la geometría del agujero y los diámetros de la sarta de perforación. Cuando en campo se adolece de los elementos necesarios para calcular las pérdidas de presión del espacio anular, es posible tener una buena aproximación con relación al diámetro de la barrena de acuerdo a los porcentajes mostrados en la tabla 1. II. CAUSAS Y ORIGEN DE UN BROTE Durante las operaciones de perforación, se conser- va una presión hidrostática ligeramente mayor a la de formación. De esta forma se previene el riesgo de que ocurra un brote. Sin embargo en ocasiones, la presión de formación excederá la hidrostática y ocurrirá un brote, esto se puede originar por lo siguiente: ·Densidad insuficiente del lodo ·Llenado insuficiente durante los viajes ·Sondeo del pozo al sacar tubería rápidamente ·Contaminación del lodo ·Pérdidas de circulación A continuación explicaremos cada una: Densidad insuficiente del lodo. Esta es una de las causas predominantes que originan los brotes. En la actualidad se ha enfatizado en perforar con densidades de lodo mínimas necesarias de control de presión de formación, con el objeto de optimizar las velocidades de perforación. Pero se deberá tener especial cuidado cuando se perforen zonas permeables ya que, los fluidos de la formación pueden alcanzar el pozo y producir un brote. Los brotes causados por densidades insuficientes de lodo pudieran parecer fáciles de controlar con sólo incrementar la densidad del lodo de perfora- ción. Por las siguientes razones, esto puede ser lo menos adecuado: • Se puede exceder el gradiente de fractura. • Se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial. •Se reduce significativamente la velocidad de penetración. Llenado insuficiente durante los viajes de tube- rías. Ésta es otra de las causas predominantes de brotes. A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel de lodo disminuye por el volumen que desplaza el acero en el interior del pozo. Confor- me se extrae tubería y el pozo no se llena con lodo, el nivel del mismo decrece y por consecuencia también la presión hidrostática. Esto se torna crítico cuando se saca la herramienta de mayor desplazamiento como lo son: Figura 2 Tubo “U”. 'LiPHWUR %QD SJ DtGD GH SUHVLyQ SUHVLyQ GH ERPEHR

34. 26, 22, 16, 18 ½, 17 ½, 14 ¾ 10 12, 9 ½, 8 ½, 8 3/8 15 6 ½, 5 7/8 20 Menores 30 Tabla 1 Caída de presión. Pea PTP PF PF PF PF PTP 32 3. Mencione los principales indicadores que anticipan un brote. Respuesta × Incremento del volumen en las presas × Incremento de la velocidad de perforación × Incremento de la velocidad de bombeo × Disminución de la presión de bombeo 4. ¿Qué consideraciones se deben tomar para evitar una comunicacion del pozo a la superficie por fuera de las tuberías de revestimiento? Respuesta Evitar un mal manejo de las presiones que pue- dan ocasionar una fractura de las formaciones debajo de la zapata, al desplazar la burbuja de gas a al superficie. 5. ¿En qué casos se utiliza el equipo snubbing? Respuesta Para meter o sacar tubería con presiones en la cabeza del pozo, facilitando su control. En México tam- bién se emplea para realizar reparaciones a pozos. Glosario r Densidad del lodo gr/cm3 rc Densidad de control gr/cm3 Dl Tubería de perforación debajo de interfase gas/lodo pies DP Caída de presión Dpsist Caída de presión del sistema Kg/cm2 DSICP Reducción requerida de presión superficial psi. Cdc Capacidad anular de los lastrabarrenas lt/m. D pest caída de presión estimada Kg/cm 2 Cag Capacidad de agujero en lt/m. Ctp Capacidad anular de tp en lt/m. Ctr Capacidad anular de tr en lt/m. Db Diámetro de barrena pg. rfi Densidad del fluido invasor gr/cm3 fint Diámetro interior en pg. Cadc Capacidad en espacio anular entre agujero y lastrabarrenas lt/m Dtp Diámetro de tp en pg.. f Factor Fo Fracción de volumen de aceite Fw Fracción de volumen de agua L Longitud (m) Lb Longitud de burbuja m. Ldc Longitud de los lastrabarrenas (m) Ltp longitud de TP en pies Ne Número de emboladas PCTP Presión de cierre en TP kg/cm2 PCTR Presión de cierre en TR kg/cm2 Pf Presión de formación kg/cm2 Pfb Presión final de bombeo kg/cm2 Pfc Presión final de circulación kg/cm2 Pg Presión del gas kg/cm2 Ph Presión hidrostática kg/cm2 Pic Presión inicial de circulación kg/cm2 Pr Presión reducida de circulación Psmax Presión superficial máxima kg/cm2 Qo Gasto antes del brote gal/min Qr Gasto reducido gal/min TP Tubería de perforación TR Tubería de revestimiento V Volumen en litros Vdc Volumen anular de lastrabarrenas lts. Vg Volumen ganado lts Volp Volumen del pozo bl f e Diámetro estrangulador pg Ddc Diámetro de lastrabarrenas pg DesTP Desplazamiento efectivo de TP epm Número de emboladas por minuto Fs Fracción de volumen de sólidos Gf Gradiente de fractura H Profundidad m CAPan Capacidad del espacio anular entre TP y el pozo bbl / ft Pb Presión de bombeo kg /cm 2 Ph Presión hidrostática en tp kg / cm 2 Phea Presión hidrostática en espacio anular kg / cm 2 Ps Presión en superficie kg / cm 2 Hvv Profundidad vertical verdadera m. Vepm Volumen de emboladas por minuto lt Vemb Volumen por embolada lt ppm Partes por millón Vfi Volumen fluido invasor P Presión de fondo kg / cm 2 Pea Presión en espacio anular kg / cm 2 CeaTP Capacidad espacio anular entre agujero y TP lt / m P TP Presión en TP tp F

35. Control de BrotesControl de Brotes GRADIENTE DE PRESIÓN NORMAL DE FORMACIÓN 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 PROFUNDIDADENMETROS PRESIÓN (Kg/cm2) GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE FORMACIÓN 0.231 kg/cm2 /m DENSIDAD DE LODO DE PERFORACIÓN ( gr/cm3 ) 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 4 Pf = PCTP + Ph La presión de formación también se calcula suman- do la presión de cierre en la tubería de revestimien- to (TR) y la presión hidrostática de los fluidos dentro del pozo. Algunas formaciones están usualmente asociadas con gruesas capas de lutita arriba y debajo de una formación porosa. Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son: ·Datos de sismología (Velan) ·Parámetros de perforación ·Registros geofísicos Presión de sobrecarga: Es el peso de los materiales a una profundidad determinada. Para la costa del Golfo de México se tiene calculado un gradiente de sobrecarga de 0.231 kg/cm 2 /m (figura 1). Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación ya que es muy frecuente encontrar variaciones muy significativas. Las rocas del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 gr/cm 3 . En la gráfica siguiente se muestran las presiones de sobrecarga y la normal para el área de la costa del Golfo de México. Presión de Fractura. Es la que propicia una falla mecánica en una formación. Como consecuencia, genera una pérdida de lodo durante la perforación. Existen varios métodos para determinar el gradiente de fractura que han sido propuestos por varios au- tores como: Hubert y Willis, Mattews y Kelly, Eaton. En la práctica, en el campo se determina en la “prueba de goteo” que consiste en aplicar al agujero des- cubierto inmediatamente después de perforar la zapata, una presión hidráulica equivalente a la pre- sión hidrostática con que se perforará la siguiente etapa sin que se observe abatimiento de presión en 15 o 30 minutos. Presión de fondo en el pozo. Cuando se perfora se impone presión en el fondo del agujero en todas direcciones. Esta presión es la resultante de una suma de presiones que son la hidráulica ejercida por el peso del lodo; la de cierre superficial en tu- bería de perforación (TP); la de cierre superficial en tubería de revestimiento (TR); la caída de presión en el espacio anular por fricción; y las variaciones de presión por movimiento de tuberías al meterlas o sacarlas (pistón/sondeo). Presión diferencial. Generalmente, el lodo de per- foración tiene mayor densidad que los fluidos de un yacimiento. Sin embargo, cuando ocurre un brote, los fluidos que entran en el pozo causan un des- equilibrio 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 el interior de TP. La presión diferencial es la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de fondo. Es negativa si la presión de fondo es mayor que la hidrostática. Se dice que una pre- sión es positiva cuando la presión del yacimiento es mayor que la presión hidrostática y es negativa cuando la presión hidrostática es mayor que la del yacimiento. La perforación de un pozo se describe como un sistema de vasos comunicantes tipo “U” (figura 2). Pérdidas de presión en el sistema. En un sistema de circulación de lodo de perforación las pérdidas o Figura 1 Gradientes de formación. 33 Bibliografía Programa de capacitación WellCap Petróleos Mexicanos PEP - UPMP Certificado por IADC Firefighting and Blowout Control L. William Abel, Joe R. Bowden, Sr. Patrrik J. Campbell 1994, Wild Well Control, Inc. Procedimiento Detallado para el Control de Brotes M. en I. Pedro J. Caudillo Márquez Revista Ingeniería Petrolera Snubbing Guidelines I. William Abel, P. E. Wild Well Control Inc. Aplied Drilling Engineering Adam T. Bourgoyne, Martin E. Chernevert Keith K. Millheim, F.S. Young Jr. SPE Textbook series Vol.2 Simulation System /www.digitranhg.com Digitran, Inc. USA Control dinámico de reventones Robert D. Grace Bob Cudd Asociaciones Canadienses de Ingenierías y Contra- tistas de Perforación de Pozos Traducción parcial: M.en I. Filemón Ríos Chávez API American Petroleum Institute Hydril es una marca registrada de Hydril Company de Houston, Texas; la cual es protegida por las leyes de Estados Unidos de America, México y otros pai- ses, parte del equipo aqui descrito es una invención de Hydril quien se reeserva todos los derechos de propiedad de marca e intelectuales y no ha otorgado per- miso o licencia alguna de ello a ninguna persona.

Descontrol de pozos

Más contenido relacionado

La actualidad más candente (20)

Destacado (6)

Similar a Descontrol de pozos (20)

Más de Irala Barrios Ivan Alvaro (10)

Último (20)

Descontrol de pozos