INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMÁN

CIENCIAS DE LA TIERRA

SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON

OPCIÓN A TITULACIÓN DE PERFORACIÓN,

TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS

PETROLEROS

CONTROL DE BROTES DURANTE LA PERFORACIÓN DE POZOS

COSTA FUERA

T E S I S

A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO PETROLERO

P R E S E N T AN

DELGADO SANTIAGO JONATHAN ARTURO

MARTÍNEZ TORRES RODOLFO MONTES FLORES ROCÍO

PÉREZ VIDAL LUIS EDUARDO QUINTERO REYES IVÁN DE JESÚS

TUZ COUOH ELÍAS SANTOS

DIRECTORES DE TESIS

ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE

CIUDAD DE MÉXICO OCTUBRE, 2018

Agradecimientos

A:.T:.D:.L:.V:.Y:.A:.P:.G:.H:. y A:.L:.G:.D:.G:.A:.D:.U

A dios

A dios agradezco por su eterna y constante presencia impulsándome desde mi interior para no flaquear y seguir adelante a pesar del tiempo y las desmotivaciones que se fueron presentando a lo largo de la carrera.

A mis padres

A ustedes quiero agradecer su paciencia, su esfuerzo y su constante motivación a seguir adelante, siempre con vista hacia el objetivo y llegar a la meta que hace 4 años nos fijamos y hablo en plural porque sin duda alguna esto lo logramos rodos.

A ti mamá que no te tentabas para hablarme en cada ocasión que decías querer escuchar mi voz, has sido mi motor en todos los instantes especialmente en los que eh estado fuera de casa pues las palabras de aliento y exhorto nunca me hicieron falta tal como nunca me hicieron falta para mis Nacionales en canotaje, siempre has estado para mi y se que mientras dios lo permita seguirás conmigo y mis hermanos porque sencillamente así eres, te agradezco con el alma todo eso y quiero decirte ahora yo que nunca terminaré de agradecerte lo que has hecho por mí, que te amo con todo mi corazón y estoy orgulloso de ser tu hijo.

A ti papá que a pesar de las carencias que pudiese haber en casa nunca escatimaste ni un centavo cuando lo necesité, por no desistir en el trabajo ni en la vida, permíteme confesarte que eres mi ejemplo de superación más importante, llevo en mí los recuerdos del esfuerzo enorme que tuviste que hacer para poder cumplir tu meta de terminar una carrera mientras tenías que trabajar y cuidar de tu familia, gracias por demostrarme que lo bueno cuesta y que el éxito es solo para aquellos que están dispuestos a esforzarse y a sufrir por sus sueños, pues una voluntad inquebrantable no se obtiene sin sacrificio y dolor. Con el corazón abierto te digo que te amo con todo mi corazón y estoy muy orgulloso de ser tu hijo.

A mis amigos

Mi parte en este trabajo no puede estar completo sin agradecer a quienes comenzaron siendo amigos y terminaron convirtiéndose en hermanos, gracias todos ustedes; Gustavo A. Valdivieso, Alejandro Leal, Ian Reta, Erick Vega, Omar Bailey, Rocio Montes, Luis E. Vidal, Rodo Martines Jorge Gallegos, que fortuna contar con amigos como ustedes, pero me permitiré hacer mención especial para dos personas. A ti Víctor Ornelas quien fuiste primer buen amigo en la ciudad, quien me enseñó que en el mundo no hay solo negro o blanco, sino que hay matices que valen la pena observar, que los prejuicios no son buenos y que la piedra más dura del mundo es la voluntad que se encuentra siempre en nuestro interior. A ti Iván Quintero quien fuiste mi primer amigo en la universidad, a ti que estuviste en mis momentos más obscuros y me ayudaste a salir, por tus palaras y acciones, gracias hermano. Gracias por tu persona y por enseñarme que los hermanos no son solo por la sangre, por demostrarme que las amistades sinceras existen y por dejarme contar con una grandiosa persona como tú.

Jonathan Arturo Delgado Santiago (L:.F:.)

A mis padres por todo su amor, comprensión y apoyo, pero sobre todo gracias infinitas por la paciencia que me han tenido. El esfuerzo y las metas alcanzadas, refleja la dedicación de los padres con sus hijos. Gracias a mis padres soy quien soy. Los amo con todo mi corazón.

A mi hermana Elena por su cariño y apoyo incondicional, durante todo este proceso, que con sus palabras me hacía sentir orgulloso de quien soy, por estar conmigo en todo momento gracias.

A toda mi familia porque con sus oraciones, consejos y palabras de aliento hicieron de mí una mejor persona y de una u otra forma me acompañan en todos mis sueños y metas.

A mi novia Citlali que siempre fue un pilar para mi y que cruzó junto conmigo todas las adversidades para poder lograr la meta. Te amo.

Finalmente quiero dedicar esta tesis a todos mis amigos, por apoyarme cuando más los necesito, por extender su mano en momentos difíciles y por el amor brindado cada día, de verdad mil gracias hermanos, siempre los llevo en mi corazón.

Rodolfo Martínez Torres.

A MIS PADRES.

Gracias mamá por hacer el papel de padre y madre al mismo tiempo, gracias a tus consejos y esas palabras de motivación que día a día me impulsaban a ser un mejor estudiante, le doy gracias a dios por bendecirme con la mejor mamá, te amo con todo mi corazón y ni con todo el oro del mundo podre pagar todo lo que has hecho por mí.

A mi padre por que a pesar de la distancia estuviste presente en todo momento, eres mi gran ejemplo y orgullo, se que por ciertas razones no estamos juntos, pero pronto tendremos la oportunidad de festejar todos estos logros que son mas tuyos que míos, todas esas horas de trabajo y desvelos hoy han dado frutos los cuales prevalecerán toda la vida, que dios siempre te llene de bendiciones. A MIS AMIGOS

Agradezco a todas las personas que poco a poco formaron parte de esta historia brindándome su amistad, cariño y apoyo incondicional,

Agradezco a mi amigo Jonathan que desde hace cuatro años tuve la dicha de conocer, llegamos como dos niños en busca de ser unos grandes profesionistas y ahora salimos con esos grandes profesionistas en busca de nuevas metas, juntos llegamos y juntos nos vamos.

A mi novia Fabiola porque siempre estuvo apoyándome, empezamos hace cuatro años este reto y hoy juntos lo hemos superado es por eso que estoy convencido que eres la mujer de mi vida.

A MIS PROFESORES

Agradezco a todos mis profesores que desde el jardín de niños hasta la universidad me otorgaron sus conocimientos e impulsar mi formación académica en especial a mi profesora del preescolar que siempre confió en mi y a pesar de la distancia siempre ha estado al tanto de mi desempeño es por eso que hoy le agradezco por esas horas que le dedicaba a ese niño inquieto y con ganas de aprender, usted me enseño a escribir mis primeras palabras y hoy siendo un profesionista le digo, gracias por iniciar a mi lado esta gran historia. DEDICATORIA ESPECIAL

Esta dedicación se va directo al cielo porque ahí se encuentra un hermoso ángel que se nunca me ha dejado solo, nunca olvidare todos tus consejos y todo el amor que siempre me brindaste, te fuiste con dios, pero tu recuerdo siempre vivirá en mi corazón, este logro también es tuyo abuela y siempre estarás presente en todos los momentos de mi vida.

Iván de Jesús Quintero Reyes

A DIOS.

Por acompañarme en momentos de dificultad, tristeza, soledad, alegría y felicidad, permitiéndome tener la fortaleza y perseverancia para continuar adelante en la vida y terminar satisfactoriamente mis estudios. Le agradezco por cuidar mi hogar en las horas de ausencia y mantener con salud durante todo este tiempo.

AL INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL.

Gracias al Instituto Politécnico Nacional por haberme otorgado la formación profesional, proporcionándome los conocimientos requeridos para lograr que me desempeñe satisfactoriamente en el ejerciendo de mi profesión como Ingeniero Petrolero. Un especial agradecimiento a los Ingenieros: Manuel Torres Hernández y Alberto Enrique Morfín Faure por haberme orientado en la realización de esta tesis. También agradezco a cada uno de los profesores que compartieron conmigo sus conocimientos y experiencia, los cuales me comprometo a aplicar de forma profesional y sobre todo con ética.

A MIS PADRES

A mi madre quien estuvo conmigo apoyándome y alentándome en los momentos difíciles, ofreciendo siempre sus bendiciones y consejos. A mi padre que estoy seguro, ha guiado mis pasos y me ha protegido para que pueda ver mis sueños realizados. Agradezco la confianza que siempre han depositado en mí y el apoyo incondicional que me han brindado, gracias por haberme dado el maravilloso don de la vida. ¡Muchas gracias!

A MIS HERMANOS Y AMIGOS:

Zon los que he compartí momentos que han marcado mi vida, siendo testigo de mis esfuerzos y perseverancia. Gracias por sus consejos y sobre todo por ofrecerme su sincera amistad: Miguel Angel Tuz, Alfredo Méndez, Octavio Teodoro, Rodolfo Palma y Felipe Pérez. No puedo mencionar a todos, pero de igual manera, agradezco a cada uno de los amigos que están en mi camino, quienes me apoyan con su cálido consuelo en momentos difíciles y que no dejan de darme un sabio consejo cuando así lo necesito. ¡Gracias por todo!

DEDICATORIA ESPECIAL.

A María Guadalupe Cruz León, por todo este tiempo que me ha regalado y comprendido, por su ayuda durante mi etapa como estudiante y el amor que me ha demostrado, ¡Te amo!

Elías Santos Tuz Couoh

1

ÍNDICE RESUMEN .............................................................................................................................. 4

ABSTRACT ............................................................................................................................ 5

OBJETIVO .............................................................................................................................. 6

JUSTIFICACIÓN .................................................................................................................... 6

INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 7

CAPÍTULO 1 GENERALIDADES .......................................................................................... 8

1.1 BROTE O INFLUJO ..................................................................................................... 9

1.2 DAÑO ............................................................................................................................ 9

1.3 DENSIDAD ................................................................................................................... 9

1.4 VISCOSIDAD ................................................................................................................ 9

1.5 REOLOGÍA ................................................................................................................. 10

1.6 LODO .......................................................................................................................... 11

1.7 FLUIDOS DE FORMACIÓN ....................................................................................... 11

1.8 PRESIÓN .................................................................................................................... 11

1.9 GRADIENTE DE PRESIÓN ....................................................................................... 12

1.10 PRESIÓN HIDROSTÁTICA ..................................................................................... 12

1.11 PRESIÓN DE FORMACIÓN .................................................................................... 12

1.12 PRESIÓN NORMAL ................................................................................................. 12

1.13 PRESIÓN ANORMAL .............................................................................................. 13

1.14 PRESIÓN SUBNORMAL ......................................................................................... 13

1.15 PRESIÓN DIFERENCIAL ........................................................................................ 13

1.16 PRESIÓN DE PORO ................................................................................................ 14

1.17 PRESIÓN DE SOBRECARGA ................................................................................ 14

1.18 PRESIÓN DE FRACTURA ...................................................................................... 15

1.19 PRESIONES DE CIERRE (PCTP Y PCTR) ............................................................ 16

1.20 PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL SISTEMA ........................................................... 16

1.21 DESCONTROL ......................................................................................................... 20

1.22 SARTA DE PERFORACIÓN.................................................................................... 20

1.23 BARRENA ................................................................................................................ 20

1.24 TUBERÍA DE PERFORACIÓN ................................................................................ 20

1.25 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ............................................................................. 21

1.26 TUBERÍA CONDUCTORA ....................................................................................... 21

1.27 SISTEMA DE CIRCULACIÓN ................................................................................. 21

1.28 SISTEMA DE ROTACIÓN ....................................................................................... 23

1.29 SISTEMA DE POTENCIA ........................................................................................ 23

1.30 SISTEMA DE IZAJE................................................................................................. 23

2

1.31 SISTEMA DE CONTROL ......................................................................................... 23

1.32 CEMENTACIÓN ....................................................................................................... 24

1.33 ARREGLO DE PREVENTORES ............................................................................. 24

1.34 PREVENTOR ANULAR ........................................................................................... 24

1.35 PREVENTOR DE ARIETE ....................................................................................... 25

1.36 PREVENTOR CIEGO ............................................................................................... 25

1.37 CABEZAL ................................................................................................................. 25

1.38 LÍNEA DE MATAR ................................................................................................... 25

1.39 MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN ...................................................................... 26

1.40 RISER DE PERFORACIÓN ..................................................................................... 26

1.41 EMPACADORES ..................................................................................................... 26

1.42 PLATAFORMA ......................................................................................................... 27

1.43 TIRANTE DE AGUA................................................................................................. 27

1.44 PRESIÓN DE FONDO EN EL POZO ...................................................................... 27

CAPÍTULO 2 PRINCIPALES CAUSAS DE DESCONTROL DE UN POZO ....................... 28

2.1 DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO ..................................................................... 29

2.2 CONTAMINACIÓN DEL LODO CON GAS ............................................................... 30

2.3 PRESIÓNES ANORMALES DE FORMACIÓN ......................................................... 31

2.3.1 FORMACIÓN CON PRESIÓN NORMAL ........................................................... 32

2.3.2 FORMACIONES CON PRESIÓN SUBNORMAL ............................................... 33

2.3.4 DETECCIÓN DE FORMACIONES CON PRESIÓN ANORMAL ....................... 34

2.4 EFECTO DE SONDEO AL SACAR LA TUBERÍA ................................................... 37

2.5 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN ................................................................................... 39

CAPÍTULO 3 TIPOS DE BROTES ....................................................................................... 41

3.1 INVACIÓN DE GAS ................................................................................................... 43

3.2 INVACIÓN DE AGUA................................................................................................. 44

3.3 INVACIÓN DE ACEITE .............................................................................................. 45

CAPÍTULO 4 INDICADORES DE BROTES EN UN POZO ................................................ 46

4.1 AUMENTO DEL VOLUMEN DE LODO EN PRESAS .............................................. 47

4.2 AUMENTO EN EL GASTO DE SALIDA ................................................................... 47

4.3 FLUJO DEL POZO CON BOMBAS PARADAS ....................................................... 47

4.4 EL POZO ACEPTA MENOS LODO O DESPLAZA MÁS DURANTE LOS VIAJES........................................................................................................................................... 48

4.5 AUMENTO EN LA VELOCIDAD DE PENETRACIÓN ............................................. 48

4.6 DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE LAS

EMBOLADAS ................................................................................................................... 49

4.6 LODO CONTAMINADO CON GAS ........................................................................... 49

4.7 CAMBIO EN LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL LODO .............................. 49

3

4.8 AUMENTO EN EL PESO DE LA SARTA ................................................................. 50

CAPÍTULO 5 SISTEMAS DE SEGURIDAD Y CONTROL .................................................. 51

5.1 SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO .......................................................................... 53

5.2 PREVENTOR ESFÉRICO .......................................................................................... 55

5.3 PREVENTOR DE ARIETES ....................................................................................... 58

5.4 ARIETES ANULARES ............................................................................................... 59

5.5 ARIETES AJUSTABLES ........................................................................................... 60

5.6 ARIETES CIEGOS ..................................................................................................... 61

5.7 ARIETES DE CORTE................................................................................................. 63

5.8 ARREGLOS DE PREVENTORES ............................................................................. 64

5.9 EMPAQUETADURA DE PREVENTORES (ELASTÓMEROS) ................................ 70

5.10 CABEZAL DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .................................................... 73

5.10.1 TIPOS ................................................................................................................. 74

5.11 MULTIPLE DE ESTRANGULACIÓN ...................................................................... 77

5.12 LÍNEAS DE MATAR................................................................................................. 79

5.13 ESTRANGULADORES ............................................................................................ 80

CAPÍTULO 6 MÉTODOS DE CONTROL DE BROTES ...................................................... 83

6.1 INFORMACIÓN DEL BROTE ............................................................................... 84

6.1.1 REGISTRO PREVIO DE INFORMACIÓN .......................................................... 85

6.2 METODO DE ESPERE Y PESE (DEL INGENIERO) ........................................... 86

6.3 METODO DEL PERFORADOR ............................................................................ 89

6.4 METODO CONCURRENTE .................................................................................. 93

6.5 METODO VOLUMÉTRICO ................................................................................... 95

6.6 METODO LUBRICAR Y PURGAR ....................................................................... 96

6.7 METODO CIRCULACIÓN INVERSA ................................................................... 97

6.8 MÉTODO BULLHEADING .................................................................................... 99

6.9 MÉTODO EMPLEANDO EL EQUIPO SNUBBING ........................................... 101

CAPÍTULO 7 CASO PRÁCTICO ...................................................................................... 104

7.1 PROCEDIMIENTO PARA EL CONTROL DE UN BROTE. .................................... 105

7.2 INDICADORES DE BROTES POR EL MÉTODO FÍSICO – QUÍMICO. ................ 105

7.3 PROCEDIMIENTO DE CIERRE DE POZO (AL DETECTAR UNO O MÁS

INDICADORES DE BROTES) ....................................................................................... 106

7.4 PROCEDIMIENTO PARA ELABORAR CEDULA DE BOMBEO: ......................... 108

7.5 GRADIENTES Y PRESIONES. ............................................................................... 111

CONCLUSIONES ............................................................................................................... 121

BIBLIOGRAFIA Y REFERENCIAS ................................................................................... 124

ANEXOS DE FIGURAS Y TABLAS .................................................................................. 125

4

RESUMEN

Este trabajo analiza la prevención y solución para el control de brotes donde se

describe que puede pasar si los brotes son detectados a tiempo, de lo contrario

puede originarse un problema y se le conoce a esto como descontrol de un pozo,

causando: pérdidas humanas, destrucción total de equipos, pérdidas de reservas

petroleras, contaminación del medio ambiente, costos excesivos por recuperar el

control del pozo.

Durante las operaciones de perforación, terminación y mantenimiento

(historia del pozo), donde la presión entre la formación rebase la presión hidrostática

del fluido de control puede dar origen a un brote.

Para llevar a cabo las operaciones, se requieren datos obtenidos durante la

perforación y con la interpretación de los mismos se puede determinar las posibles

causas que dan origen al problema permitiendo la opción de establecer un programa

de intervención.

En general hay tres métodos o procedimientos utilizados para desplazar y

controlar los influjos. Cuando la sarta de perforación o de trabajo está en el fondo

de pozo los métodos que se ocupan son: Método del Perforador, Método del

Ingeniero (densificar y esperar) y Método concurrente o combinado, siendo los

principales métodos utilizados.

La detección de zonas con presiones anormales puede considerarse esencial

en la perforación de pozos profundos, dentro de sus ventajas principales podemos

mencionar:

➢ Mejores ROP (uso de las densidades de menor valor).

➢ Mejor selección de los puntos de asentamiento.

➢ Menos pérdidas.

➢ Reducción de tiempos de perforación y costos operacionales involucrados.

5

La presión de sobrecarga, presión de poro y presión de fractura son

importantes para establecer parámetros entre las presiones que intervienen en la

perforación de un pozo (Ventana operativa). Durante la etapa de planificación del

pozo, estas presiones se pueden calcular o predecir con base en la obtencion y

análisis de datos sísmicos.

Por lo general, la presión de la formación se planifica como normal, hasta que

se llegue a una profundidad donde los cambios en los parámetros de perforación

indiquen un cambio anormal. Estas últimas implican el mayor riesgo en la

perforación de cualquier etapa.

A medida que aumenta la presión de formación, se debe aumentar la

densidad del fluido de perforación, esto a fin de mantener el control del pozo.

ABSTRACT

This work analyzes the prevention and solution for the control of outbreaks where it

is described what can happen if the outbreaks are detected in time, otherwise a

problem can be caused and it is known as a lack of control of a well, causing: human

losses, total destruction of equipment, loss of oil reserves, pollution of the

environment, excessive costs to regain control of the well.

During drilling, termination and maintenance operations (well history), where

the pressure between the formation exceeds the hydrostatic pressure of the control

fluid may give rise to an outbreak.

To carry out the operations, data obtained during the drilling is required and

with the interpretation of them, the possible causes that give rise to the problem can

be determined, allowing the option of establishing an intervention program.

In general there are three methods or procedures used to displace and control

the influences. When the drill string or work is in the bottom of the well the methods

that are occupied are: Driller Method, Engineer Method (densify and wait) and

Concurrent or combined Method, being the main methods used.

The detection of areas with abnormal pressures can be considered essential

6

in the drilling of deep wells, within its main advantages we can mention:

➢ Better ROP (use of lower value densities).

➢ Better selection of settlement points.

➢ Less losses.

➢ Reduction of drilling times and operational costs involved.

The pressure of overload, pore pressure and fracture pressure are important

to establish parameters between the pressures involved in the drilling of a well

(Operation Window). During the well planning stage, these pressures can be

calculated or predicted based on the seismic data collection and analysis.

In general, the Pressure of the formation is planned as normal, until it reaches

a depth where changes in the drilling parameters indicate an abnormal change. The

latter involve the greatest risk in the drilling of any stage.

As the formation pressure increases, the density of the drilling fluid must be

increased, in order to maintain well control.

OBJETIVO

Describir y analizar las distintas presiones que intervienen en la perforación de un

pozo, así como las causas e indicaciones de un reventón o descontrol.

JUSTIFICACIÓN

Durante la perforación existe el riesgo de que ocurran accidentes producidos por

presiones anormales no controladas a tiempo. Para tomar medidas de prevención

y control oportunas en el proceso, es necesaria la consideración de todos los

indicadores y manifestaciones que se pueden producir dentro del pozo.

7

INTRODUCCIÓN

Los brotes de hidrocarburos han existido desde el inicio de la Industria Petrolera

dando origen a la pérdida de valiosos recursos energéticos, el aumento en los

costos de perforación, daños ambientales, regulaciones nacionales e

internacionales en aumento y lamentablemente pérdidas de vidas humanas.

La inmensa mayoría de los brotes de hidrocaburos en aguas profundas han

sucedido por errores y descuidos del personal de trabajo a bordo y podrían haberse

evitado si el personal se hubiera capacitado y seguido los procedimientos de control

de pozos.

En la actualidad es indispensable contar con un equipo multidisciplinario para

buscar, extraer y producir los hidrocarburos en aguas profundas pero debe ser una

obligación para el Ingeniero Petrolero ser líder, realizar bien las operaciones y dar

las mejores soluciones a cualquier problema, en pocas palabras crear una excelente

administración del tiempo, equipos e hidrocarburos.

Esta tesis ha sido creada con la finalidad de presentar los conceptos necesarios

para la comprensión del control de pozos en aguas profundas, tales como:

➢ Indicadores.

➢ Equipos.

➢ Procedimientos.

➢ Métodos de control de brotes en aguas profundas.

➢ Recomendaciones.

➢ Ejemplos de aplicación.

8

CAPÍTULO 1 GENERALIDADES

9

1.1 BROTE O INFLUJO

Es la entrada de fluidos en un momento no deseado, provenientes de la formación

al pozo, tales como el aceite, gas, agua, o 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 reventón o

descontrol.

1.2 DAÑO

El daño a la formación productora de hidrocarburos es la pérdida de productividad

o inyectabilidad, parcial o total, natural o inducida de un pozo, resultado de un

contacto de la roca con fluidos o materiales extraños, o de un obturamiento de los

canales permeables asociado con el proceso natural de producción.

Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de fluidos

en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad

del pozo, por la producción de fluidos o por la introducción de fluidos durante las

operaciones de perforación, terminación y/o rehabilitación del pozo, y que puede ser

eliminada mediante tratamiento químico (ácidos, surfactantes u otros), permitiendo

al pozo recuperar la mayor parte de su capacidad original de producción.

1.3 DENSIDAD

Es la masa de un fluido por unidad de volumen y se expresa en gr/cm3 o lb/gal. La

fórmula para determinar la densidad es la siguiente:

𝜌 =Masa

Volumen

1.4 VISCOSIDAD

La viscosidad de un fluido es definida por la ley de viscosidad de Newton, se

considera como una medida de la resistencia que opone un fluido a la deformación

(es decir, a fluir) cuando se le sujeta a un cierto estado de deformación.

𝑣 =µ

𝜌

10

1.5 REOLOGÍA

Una definición más moderna expresa que la reología es la parte de la física que

estudia la relación entre el esfuerzo y la deformación en los materiales que son

capaces de fluir. La reología es una parte de la mecánica de medios continuos. Una

de las metas más importantes en la reología es encontrar ecuaciones constitutivas

a fin de modelar el comportamiento de los materiales. Dichas ecuaciones son en

general de carácter tensorial.

Las propiedades mecánicas estudiadas en la reología se pueden medir

mediante reómetros, aparatos que permiten someter al material a diferentes tipos

de deformaciones controladas y medir los esfuerzos o viceversa. Algunas de las

propiedades reológicas más importantes son:

➢ Viscosidad aparente (relación entre esfuerzo de corte y velocidad de corte).

➢ Coeficientes de esfuerzos normales.

➢ Viscosidad compleja (respuesta ante esfuerzos de corte oscilatorio).

➢ Módulo de almacenamiento y módulo de pérdidas (comportamiento

viscoelástico lineal).

➢ Funciones complejas de viscoelasticidad no lineal.

Los estudios teóricos en reología en ocasiones emplean modelos

microscópicos para explicar el comportamiento de un material. Por ejemplo, en el

estudio de polímeros, estos se pueden representar como cadenas de esferas

conectadas mediante enlaces rígidos o elásticos.

Si nos fijamos en el sentido etimológico de la palabra «reología», podríamos

definirlo como la ciencia del flujo. La reología describe la deformación de un cuerpo

bajo la influencia de esfuerzos, pero la reología no está limitada a los polímeros, se

puede aplicar a todo tipo de material, sólido, líquido o gas.

11

1.6 LODO

Cualquier serie de fluidos líquidos, gaseosos, mezcla de fluidos y sólidos (en forma

de suspensiones de sólidos, mezclas y emulsiones de líquidos, gases y sólidos)

utilizados en operaciones de perforación de pozos de sondeo en la tierra. Es

sinónimo de "fluido de perforación" en el uso general, aunque algunos prefieren

reservar el término "fluido de perforación" a los "lodos" más sofisticados y bien

definidos.

Se ha intentado clasificar los fluidos de perforación de muchas maneras, a

menudo produciendo más confusión que esclarecimiento. Un esquema de

clasificación que se tiene aquí se basa en la composición del lodo al distinguir el

componente que define con claridad la función y el rendimiento del fluido:

1. base agua

2. sin base agua

3. gaseoso (neumático)

Cada categoría tiene una variedad de subcategorías que se superponen

entre sí considerablemente.

1.7 FLUIDOS DE FORMACIÓN

Cualquier fluido presente en los poros de una roca. En el proceso de perforación de

un pozo de petróleo o gas, pueden encontrarse estratos que contienen fluidos

diferentes, tales como diversas saturaciones de petróleo, gas y agua. Los fluidos

que se encuentran en la formación prospectiva objetivo se denominan fluidos del

yacimiento.

1.8 PRESIÓN

La presión (símbolo ρ)es una magnitud física que mide la proyección de la fuerza

en dirección perpendicular por unidad de superficie, y sirve para caracterizar cómo

se aplica una determinada fuerza resultante sobre una línea.

12

1.9 GRADIENTE DE PRESIÓN

Es la presión hidrostática que ejerce un fluido por una densidad dada, actuando

sobre una columna de longitud unitaria. Se expresa en: kg/cm2/m o lb/pg2/pie.

La presión (símbolo p) es una magnitud física que mide la proyección de la

fuerza en dirección perpendicular por unidad de superficie, y sirve para caracterizar

cómo se aplica una determinada fuerza resultante sobre una línea. Es la presión

hidrostática que ejerce un fluido por una densidad dada, actuando sobre una

columna de longitud unitaria. Se expresa en: kg/cm2/m o lb/pg2/pie.

1.10 PRESIÓN HIDROSTÁTICA

Se define como la presión que ejerce una columna de fluido debido a su densidad

y su altura vertical; se expresa en kg/cm2 o lb/pg2.

1.11 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 y subnormal.

1.12 PRESIÓN NORMAL

Las formaciones con presión normal son aquellas que se controlan con una

densidad del orden del agua salada. Para conocer la normalidad y anormalidad de

cierta área, se debe establecer el gradiente de 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.

13

1.13 PRESIÓN ANORMAL

Son aquellas en que la presión de formación es mayor a la que se considera como

presión normal. La densidad de fluido requerido para controlar esta presión equivale

a un gradiente hasta de 0.224 kg/cm2/m.

Esta presión se genera usualmente por la compresión que sufren los fluidos

de la formación debido al peso de los estratos superiores.

La formación que tiene alta presión se considera sellada, de tal forma que los

fluidos contenidos no pueden escapar, soportando parte de la presión de

sobrecarga. Los métodos cuantitativos a fin de determinar zonas de alta presión

son: datos de sismología, parámetros de penetración, registros geofísicos.

1.14 PRESIÓN SUBNORMAL

Son aquellas en que la presión de formación es mayor a la que se considera como

presión normal. La densidad de fluido requerido para controlar esta presión equivale

a un gradiente hasta de 0.224 kg/cm2/m.

1.15 PRESIÓN DIFERENCIAL

Generalmente, el lodo de perforación tiene mayor densidad que los fluidos del

yacimiento. Sin embargo, cuando ocurre un brote los fluidos que entran en el pozo

causan un desequilibrio entre el lodo no contaminado dentro de la tubería de

perforación y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presión al

cerrar el pozo sea mayor en el espacio anular que en el interior de la TP. La presión

diferencial es la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de fondo. Es

negativa si la presión de fondo es menor que la hidrostática. Se dice que una presión

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”.

14

1.16 PRESIÓN DE PORO

La presión de los fluidos en los poros de yacimiento, normalmente la presión

hidrostática, o la presión ejercida por una columna de agua desde la profundidad de

la formación hasta el nivel del mar. Cuando las rocas impermeables, como las lutitas

formadas por sedimentos se compactan, sus fluidos intersticiales no siempre se

filtran y deben sustentar toda la columna de roca suprayacente, lo que genera una

presión de formación anormalmente alta.

1.17 PRESIÓN DE SOBRECARGA

Es el peso de una formación a una profundidad determinada. La fórmula para

conocer la Psc es:

𝑃𝑠𝑐 =Peso de la formación + Peso del agua

Área que lo soporta

Esta presión se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen.

Para la costa del Golfo de México se calcula un gradiente de sobrecarga de 0.231

kg/cm2/m (figura 2). Sin embargo, en casos particulares es conveniente su

determinación ya que es frecuente encontrar variaciones significativas. Las rocas

del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 gr/cm3. En la gráfica se indica la presión de

sobrecarga y normal en un área de la costa del Golfo de México.

La línea “A” corresponde a la presión normal de formación, la línea “B”

corresponde a la presión de sobrecarga y la zona sombreada corresponde a la

presiones anormales que se han presentado en el área de la costa del Golfo de

México.

15

FIGURA 1. GADIENTES DE FORMACION.

1.18 PRESIÓN DE FRACTURA

Es la que propicia una falla mecánica en la formación. Como consecuencia, genera

una pérdida de lodo durante la perforación.

Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente los

mismos, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se

expresa como un gradiente en kg/cm2/m (lb/pg2/pie) ó en kg/cm2 (lb/pg2).

Existen varios métodos para determinar el gradiente de fractura que han sido

propuestos por varios autores como: Humbert 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 descubierto inmediatamente después de perforar la zapata, una presión

hidráulica equivalente a la presión hidrostática con que se perfora la siguiente etapa

sin que se observe abatimiento de presión en 15 o 30 minutos.

16

1.19 PRESIONES DE CIERRE (PCTP Y PCTR)

Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportador fluye hasta que las presiones de

fondo y de formación se equilibren y estabilicen, lo cual lleva algunos minutos,

dependiendo del fluido invasor y la permeabilidad de la roca. Una vez estabilizado

el pozo, la presión de cierre es el resultado de la diferencia entre la presión

hidrostática y la de formación.

En la mayoría de los casos, la presión de cierre en la tubería de revestimiento

(PCTR) es mayor que la presión de cierre de la tubería de perforación (PCTP). Esto

se debe a que los fluidos de la formación con mayor facilidad fluyen al espacio

anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no

ocurre comúnmente con el lodo de la sarta, generalmente se toma el valor PCTP

como más confiable a fin de calcular la densidad de control.

Sin embargo, debe señalarse que existen situaciones ocasionales, donde la

presión de cierre en la TP no es confiable. Tal caso ocurre cuando se presenta un

brote al estar perforando y no fue detectado oportunamente. La descompensación

de columnas es tan grande que, al cerrar el pozo, la columna de la TP esté vacía

sin presión. Posteriormente, al ser rellenada la TP se tiene una represión (PCTP

distinta de cero) que al calcular la densidad de control da un valor erróneo.

1.20 PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL SISTEMA

En un sistema de circulación de lodo las pérdidas o caídas de presión se manifiestan

desde la descarga de la bomba hasta la línea de flote (Figura 3).

En la práctica se tienen cuatro elementos que consideran las pérdidas de presión

en el sistema, los cuales son:

➢ Equipo superficial.

➢ Interior de tuberías (TP y herramienta).

➢ A través de las toberas de la barrena.

➢ Espacio anular.

Las pérdidas dependen de las propiedades reológicas del lodo, geometría

del agujero y diámetro de la sarta de perforación.

17

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 con los porcentajes que se indican

en la tabla 1.

Diámetro barrena (pulgadas)

Caída de presión (% presión de bombeo)

26, 22, 16, 181/2, 171/2, 143/4

10

12, 91/2, 81/2, 83/8 15

61/2, 57/8 20

Menores 30

TABLA 1. CAÍDA DE PRESIÓN

La pérdida a través de las toberas de la barrena son importantes dado que

puede señalar un posible desequilibrio entre la presión de fondo y la presión

hidrostática cuando se circula (densidad equivalente de circulación).

Durante la circulación, el sistema del lodo incorpora presión en el fondo del

pozo un poco mayor que la presión hidrostática ejercida por la columna del lodo.

Esta presión adicional (equivalente a las pérdidas anulares de presión por fricción)

añadida a la presión hidrostática y convertida a densidad, se conoce como densidad

equivalente de circulación (Dec) y es:

𝐷𝑒𝑐 =Pérdida de presión anular ∗ 10 + DL

Profundidad

La pérdida de presión anular indica la presión requerida para vencer la

fricción al bombear lodo desde la barrena hasta superficie.

18

Las pérdidas de presión por fricción en un sistema de circulación dependen de:

➢ Densidad del lodo.

➢ Viscosidad aparente y plastica.

➢ Punto de cedencia.

➢ Efecto de gelatinosidad.

➢ Diámetro interior de las tuberías.

➢ Geometría del espacio anular.

➢ Velocidad de bombeo o gasto.

FIGURA 2. UBICACIÓN DE PÉRDIDAS DE PRESIÓN

19

AREA CATEGORIA NIVEL

JORNADA REGIMEN MODULO JORNADA

7X7

SUPERVISIÒN OPERATIVA

Ingeniero de pozo de perforación

35 3 C 2

Coordinador 33 3 C 1

ITP 32 3 C 2

SUBTOTAL 5

CUADRILLAS

Perforador 30 1 C 4 Ayudante de perforador rotaria

23 1 S 4

Ayudante de perforación (chango)

22 1 S 4

Ayudante de perforación (piso)

17 1 S 4

SUBTOTAL 16

MANTENIMIENTO

Encargado de Mantenimiento Integral Equipos de Perforación

29 7 S 2

Encargado de Mantenimiento Mecánico

23 1 S 4

Ayudante de Operario Especialista Mecánico

13 7 S 2

Encargado de Mantenimiento Eléctrico

23 1 S 4

Ayudante Operario Especialista Electricista

13 7 S 2

Encargado de Mantenimiento Soldadura

23 7 S 2

Ayudante de Operario Especialista Soldador

13 7 S 2

SUBTOTAL 18 TABLA 2. TRIPULACIÓN EN EQUIPOS DE PERFORACIÓN

20

1.21 DESCONTROL

Se llama descontrol al influjo de fluidos que no puede manejarse a voluntad dado

un problema en las conexiones superficiales de control o debido a una respuesta

tardía o alguna técnica mal empleada.

1.22 SARTA DE PERFORACIÓN

Una sarta de perforación es un conjunto de herramientas y tubulares unidos, la cual

se diseña tomando en cuenta aspectos geológicos, condiciones de presión y

temperatura, condiciones mecánicas, resistencia de materiales, profundidad y

diseño del pozo.

1.23 BARRENA

Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación

que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación

rotatoria.

1.24 TUBERÍA DE PERFORACIÓN

Constituye la mayor parte de la sarta de perforación. Está soportada en su

extremo superior por la flecha o sustituto de flecha en su caso. Transmite potencia

por medio del movimiento de rotación en el piso de perforación a la barrena, y

permite la circulación del lodo.

Está constituida por dos partes las cuales se fabrican por separado y luego

se unen mediante soldadura, estas son: el cuerpo y conexión. La tubería de

perforación se encuentra sujeta a esfuerzos como el resto de la sarta de perforación.

21

1.25 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La tubería de revestimiento (TR) es de acero, constituye el medio con el cual se

reviste o recubre el agujero que se va perforando.

Los objetivos principales de la tubería de revestimiento son los siguientes:

➢ Proteger las zonas perforadas para evitar que se derrumben.

➢ Aislar las zonas que causan problemas durante la perforación del pozo.

➢ Evitar el movimiento de fluidos entre formaciones.

➢ Proporcionan el medio para instalar las conexiones superficiales de control

(cabezales, BOPs), empacadores y tubería de producción.

➢ Permitir la explotación adecuada de los hidrocarburos (si existen).

1.26 TUBERÍA CONDUCTORA

Es la primera TR que puede ser hincada o cementada; sirve para sentar el primer

cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de control y las

conexiones de circulación del lodo de perforación. Es la de mayor diámetro que se

utiliza en el pozo. Es una sección pequeña de tubería de 50 - 150m en tierra y dé

150 - 500m en el mar.

1.27 SISTEMA DE CIRCULACIÓN

El sistema de circulación provee el equipo, los materiales, las áreas para preparar,

mantener y acondicionar el fluido de perforación. El sistema de circulación tiene

cuatro componentes principales:

1. El fluido de perforación.

2. El área de preparación.

3. El equipo de circulación.

4. El área de acondicionamiento.

22

FIGURA 3. SISTEMA DE CIRCULACIÓN

23

1.28 SISTEMA DE ROTACIÓN

El sistema de rotación es uno de los componentes más importantes en el equipo de

perforación. Su función principal es hacer rotar la sarta de perforación y la barrena.

El sistema de rotación tiene tres subcomponentes principales:

1. La mesa rotaria y/o el top drive.

2. La sarta de perforación.

3. La barrena.

1.29 SISTEMA DE POTENCIA

Un equipo de perforación no puede operar sin una fuente de potencia. La función

primaria del sistema de potencia es proporcionar a todos los otros sistemas del

equipo la energía necesaria para operar.

1.30 SISTEMA DE IZAJE

El Sistema de Izaje provee el equipo y las áreas de trabajo para levantar, bajar o

suspender el equipo usado en el sistema de rotación.

El sistema de Izaje se divide en:

1. Estructura de soporte.

2. Equipo de Izaje.

La estructura de soporte se divide en:

1. Subestructura.

2. Torre de perforación.

3. Piso de perforación.

1.31 SISTEMA DE CONTROL

Para evitar que un “Influjo” se convierta en un reventón, se utiliza un sistema de

válvulas preventoras o BOP’s.

Los preventores tienen tres funciones:

1. Sellar el pozo cuando ocurre un “Influjo”.

2. Mantener suficiente contrapresión en el pozo para evitar que se siga

introduciendo fluido de formación mientras se realizan las medidas para

devolver al pozo a una condición balanceada.

3. Recuperar el control primario del pozo.

24

1.32 CEMENTACIÓN

Proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para

formar una lechada que se bombea al pozo a través de la sarta de revestimiento y

colocarlo en el espacio anular entre el pozo y el diámetro externo del revestidor.

1.33 ARREGLO DE PREVENTORES

El arreglo de preventores se encuentra sobre el cabezal del pozo bajo la mesa

rotaria.

El arreglo de preventores es un ensamblaje que incluye lo siguiente:

➢ Preventor anular.

➢ Preventor de arietes de tubería.

➢ Carrete de perforación.

➢ Preventor ciego o de corte.

➢ Cabezal del pozo.

El arreglo de preventores tiene varias configuraciones que dependen de los

problemas potenciales que puedan ocurrir durante la perforación.

1.34 PREVENTOR ANULAR

El preventor anular se coloca en la parte superior del arreglo de preventores. Tiene

un empaque de goma reforzado con acero que se cierra para sellar alrededor de la

tubería de perforación, lastrabarrenas, en barra Kelly o aún sin tubería en el pozo.

Este empaque es de material elástico, en forma de rosquilla o “dona”, con refuerzo

interno en acero flexible. La extrusión del empaque en el hueco se logra mediante

un movimiento ascendente del pistón que se activa hidráulicamente. El elastómero

está diseñado para sellar en tubería de cualquier tamaño y forma aún en hueco

abierto, sin tubería en pozo.

Los preventores anulares emplean un empaque reforzado de goma sintética

que tapa el pozo para realizar el cierre. En la posición abierta, el diámetro interno

del empaque es igual al del pasaje interno del preventor (bore). Los preventores

anulares tienen la capacidad de cerrar sobre cualquier forma o diámetro de

herramienta que se encuentre en el pozo. Pueden cerrar sobre un Kelly hexagonal

o cuadrado y también permiten la rotación lenta de la TP mientras está bajo presión.

25

1.35 PREVENTOR DE ARIETE

El preventor de Ariete cierra en espacio anular alrededor de la tubería de perforación

moviendo los arietes desde la posición abierta hasta la posición cerrada abrazando

radialmente la tubería.

Los arietes operan en pares (con forma de media luna o de cara plana) y

sellan el espacio por debajo de ellos cuando se cierran. Los arietes de tubería tienen

una forma que coincide con la de la tubería para la cual fueron diseñados.

Los preventores de ariete cierran solamente en tamaños específicos de

tubería de perforación, de producción, revestimiento o sobre agujero descubierto si

son de cara plana.

1.36 PREVENTOR CIEGO

Los arietes ciegos son diseñados para sellar un hueco abierto, cuando no hay

tubería dentro del pozo.

1.37 CABEZAL

El cabezal del pozo se coloca sobre el tope del revestidor; sobre el cual se monta el

arreglo de preventores.

Para evitar que la tubería de perforación o el kelly dañen el cabezal cuando

rotan, se coloca un buje de desgaste a través de este durante la actividad de

perforación.

1.38 LÍNEA DE MATAR

La línea de matar se conecta al arreglo de preventores en el carrete de perforación,

generalmente del lado opuesto a la línea de estrangulación. El fluido de matar el

pozo puede ser bombeado en ocasiones por esta línea hasta restaurar el balance

del pozo. Si se presentan pérdidas se bombea fluido a través de la línea de matar

sólo para mantener el pozo lleno.

26

1.39 MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN

El múltiple de perforación es un conjunto de válvulas y tuberías de alta presión con

varias salidas controladas de forma manual o automática. Está conectado al arreglo

de preventores a través de la línea de estrangulación.

Cuando se activa el estrangulador ayuda a mantener suficiente contrapresión

en el pozo para prevenir que se produzca otro influjo.

El fluido de perforación se desvía desde el arreglo de preventores hasta el

múltiple de estrangulación que lo restringe y dirige a las presas o el separador gas-

lodo.

1.40 RISER DE PERFORACIÓN

Es un tubo que conecta una estructura de producción flotante o una plataforma de

perforación con un sistema submarino, ya sea para fines de producción tales como

perforación, producción, inyección y extracción, o para fines de perforación,

terminación y rehabilitación de pozos. Los risers se consideran los productos más

críticos en el desarrollo de ductos offshore, a tener en cuenta las cargas dinámicas

y condiciones de servicio a las que se someten.

1.41 EMPACADORES

Un dispositivo que se baja en un pozo de diámetro externo inicial más pequeño, que

luego se expande externamente para sellar el pozo. Los empacadores emplean

elementos elastoméricos flexibles que se expanden. Las dos formas más comunes

son el empacador de producción o de prueba y el empacador inflable. La expansión

del primero se logra mediante la compresión de los elementos elastoméricos (cuya

forma es similar a un anillo toroidal) entre dos placas, lo que hace que los lados

sobresalgan hacia afuera. La expansión del segundo se genera mediante bombeo

de fluido al interior de una cámara, similar a un globo, pero de una construcción más

robusta. Los empacadores de producción o de prueba se colocan en pozos

entubados y los empacadores inflables se emplean en agujero descubierto o

entubado. Se operan con cable, tubería común o tubería flexible. Algunos

empacadores se diseñan para ser removidos, en tanto que otros son permanentes.

El empacador permanente se construye con material fácil de triturar o fresar.

27

1.42 PLATAFORMA

Una plataforma es una estructura autocontenida, rígida e inamovible desde la cual

los pozos de desarrollo se perforan y se llevan a la producción. Las “tenders” son

barcazas en forma de plataforma que realizan operaciones de perforación sobre

una plataforma o cabeza de pozo existente.

1.43 TIRANTE DE AGUA

Es la distancia vertical desde el punto más bajo de una sección del canal hasta la

superficie libre, es decir la profundidad máxima del agua en el canal.

1.44 PRESIÓN DE FONDO EN EL POZO

Cuando se perfora se tiene la presión en el fondo del pozo en todas direcciones.

Esta presión es resultante de una serie de presiones que son la hidráulica ejercida

por el peso del lodo; el cierre superficial de la tubería de perforación (TP); cierre

superficial en tubería de revestimiento (TR); caída de presión en el espacio anular

por fricción y variaciones de presión por movimiento de tuberías al meterlas o

sacarlas (pistón/sondeo).

Por esto la presión total en el fondo del pozo de acuerdo con el evento llega

a ser la suma de los conceptos siguientes:

Pf= Ph + (PCTP o PCTR)

Donde:

Pf= Presión de formación (kg/cm2 ó lb/pg2).

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

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

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

28

CAPÍTULO 2 PRINCIPALES CAUSAS DE

DESCONTROL DE UN POZO

29

Cuando la presión de formación es mayor a la presión hidrostática del lodo, los

fluidos de la formación invadirán el pozo debido a las diferencias de presiones,

ocasionando un brote.

Durante la perforación se conserva 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 excede la hidrostática y se presenta

un brote, esto se origina por:

1. Densidad insuficiente de lodo.

2. Contaminación del lodo con gas.

3. Presiones anormales.

4. Sondeo del pozo al sacar tubería rápidamente.

5. Pérdidas de circulación.

2.1 DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO

Esta es una de las causas predominantes que originan los brotes. En la actualidad

se hace énfasis al perforar con una densidad de lodo mínima como control de la

presión de formación, con objeto de optimizar la velocidad de perforación. Pero se

debe tener especial cuidado al perforar en zonas permeables dado que los fluidos

de formación pueden alcanzar el pozo y producir un brote.

Cuando se perfora una zona permeable, la presión hidrostática del fluido de

perforación es menor que la presión de poro dando como resultado de esto que los

fluidos de formación invadan al pozo y consecuentemente se tiene un brote. Las

presiones de formación anormales frecuentemente se encuentran asociadas a esta

causa.

Los brotes causados por densidades insuficientes pueden tener una solución

aparente al perforar con una densidad mayor, sin embargo, esto no es lo más viable,

porque:

30

➢ Se puede exceder el gradiente de fractura de la formación e inducir una

pérdida de circulación parcial o total.

➢ Incrementa el riesgo al tener pegaduras por presión diferencial.

➢ Reducir significativamente la velocidad de penetración.

➢ Aumenta el daño a la formación, cuestión que afecta demasiado en el

momento de poner a producir al pozo.

2.2 CONTAMINACIÓN DEL LODO CON GAS

Los brotes también se originan por reducción de la densidad de lodo a causa

de la presencia de gas en la roca cortada por la barrena. Al perforar demasiado

rápido, el gas contenido en los recortes se libera y ocasiona reducción en la

densidad del lodo, reduce la presión hidrostática del pozo, permitiendo que una

cantidad considerable de gas entre al pozo.

Al estar perforando podemos encontrarnos estructuras contenedoras de gas,

por lo tanto, tener una liberación de gas bastante considerable, el cual estará

contaminando a nuestro fluido o lodo de perforación dando pie a la disminución de

la densidad del lodo y por ende a la presión de fondo.

El gran riesgo que tenemos es el flujo y expansión de gas a través del lodo

de perforación, que es un factor importante en la aparición de un brote y depende

de principalmente a:

➢ Drilling gas: gas liberado al momento de estar triturando la roca.

➢ Connection gas: gas que se acumula durante las pausas para anexar

tubería.

➢ Trip gas: gas que se acumula durante el cambio de barrena.

Estas acumulaciones llegan a ser peligrosas si el volumen de gas es grande,

lo cual puede ocurrir al inicio de la perforación (diámetro grande y alto régimen de

perforación) y cuando las pausas sean de tiempos muy grandes, lo que permitiría el

avance de gas hacia la superficie.

31

Es muy importante estar enterado de esta reducción de presión de fondo,

cuya magnitud se estima con la ecuación de Strong White:

∆𝑃 = 2.3 ∗ (𝜌1 − 𝜌2

𝜌2) ∗ log(𝑃ℎ1)

ΔP=Caída de presión debido a la contaminación de gas en el fluido de perforación.

𝞺1=Densidad inicial del fluido de perforación.

𝞺2=Densidad del fluido de perforación contaminado por gas.

Ph1=Presión hidrostática del fluido de perforación.

El gas se detecta en superficie en forma de lodo cortado y una pequeña

cantidad de gas en el fondo representa un gran volumen en superficie. Los brotes

generados por esta causa terminan transformándose en reventones por lo que al

detectar este brote se recomiendan las siguientes prácticas:

1. Reducir el ritmo de perforación.

2. Aumentar el gasto de circulación.

3. Circular el tiempo necesario para desalojar el fluido contaminado.

2.3 PRESIÓNES ANORMALES DE FORMACIÓN

La presión en la formación es la que existe en los espacios porosos de la roca. Esta

presión es la resultante de la sobrecarga y ejerce tanto presión sobre la formación

como en los fluidos contenidos en ella. Esta presión se relaciona con la presión de

los fluidos en los poros y la densidad de dichos contenidos en los espacios porosos.

La presión puede ser normal, anormal o subnormal.

La formación de presión anormal ejerce una presión mayor que la hidrostática

del fluido contenido en la formación. Se generan durante la fase de compactación,

restringiendo el movimiento de los fluidos, forzando de esta manera a que la

sobrecarga sea soportada más por el fluido que por los granos de la roca. Esta

32

presurización de los fluidos excede por lo general 0.1068 kg/cm2/m y en ocasiones

para controlar estas presiones de formación se pueden necesitar fluidos de mayor

densidad y a veces superiores a los 2.4 gr/cm3

Las presiones anormales pueden ser encontradas en cualquier área donde

los gradientes de presión son mayores que lo normal. Las presiones anormales

pueden desarrollarse en una zona por varias razones. Entre estas están:

➢ Adherencia inadecuada del cemento que permite la migración o

la alimentación de presión de una zona a otra.

➢ Formaciones cargadas debido a perforación en sobre balance o por

reventones subterráneos.

➢ Zonas que están cargadas por presiones provenientes de proyectos de

inyección tales como inyección de vapor, agua, altas temperaturas, CO2

o gas.

➢ Fallas o fugas en el casing.

➢ Fractura de la formación de una zona a otra, tanto ocurrida en forma natural

o por el hombre (trabajos excesivos de fractura miento).

2.3.1 FORMACIÓN CON PRESIÓN NORMAL

Son aquellas que se controlan con la densidad del agua salada.

Para conocer la “normalidad” o “anormalidad” de las presiones en cierta área; se

debe establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región,

conforme el contenido de sales disueltas.

La densidad del fluido requerida para controlar la presión en la costa del Golfo

de México equivale a un gradiente aproximado de 0.107 Kg/〖cm〗^2/m

(100,000ppm de cloruros).

33

2.3.2 FORMACIONES CON PRESIÓN SUBNORMAL

Son aquellas presiones que se controlan con una densidad menor que la de agua

dulce, equivalente a un gradiente menos de 0.100 Kg/〖cm〗^2/m.

Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones es

considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas del yacimiento

causando su depresionamiento.

2.3.3 FORMACIONES CON PRESIÓN ANORMAL

Son aquellas en que la presión de formación es mayor a la que se considera como

“presión normal”. La densidad del fluido requerida para controlar esta presión

equivale a gradientes de 0.224 Kg/〖cm〗^2/m.

Estas presiones se generan por la compresión que sufren los fluidos de la

formación debido al peso de los estratos superiores.

Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal

forma que los fluidos que las contienen no pueden escapar soportando estas partes

de la presión de sobrecarga.

Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son:

➢ Datos de sismología.

➢ Parámetros de penetración.

➢ Registros geofísicos.

34

2.3.4 DETECCIÓN DE FORMACIONES CON PRESIÓN ANORMAL

Los indicadores de una formación con presión anormal incluyen: el ritmo de

penetración, densidad de la lutita, cantidad y apariencia del recorte, temperatura en

la descarga, concentración de cloruros o agua salada en el lodo, lodo contaminado

con gas, propiedades reológicas del lodo, y conductividad de la lutita. Sin embargo,

ninguno de estos indicadores es absoluto, por lo tanto, deben analizarse en

conjunto. Cuando diversos indicadores muestran la posible presencia de una

formación con presión anormal, hay una alta probabilidad de que dicha formación

exista realmente. En caso de aparecer alguna indicación debe observarse el pozo

cuidadosamente.

Aumento en el ritmo de penetración.

Cuando la presión de formación es mayor que la de pozo, aumenta

considerablemente el ritmo de penetración de la barrena. Por lo tanto, al encontrar

una zona de presión anormal se ocasiona un aumento en el ritmo de penetración.

Sin embargo, se sabe que hay otros factores que contribuyen al ritmo de

penetración; por lo que este no es un indicador absoluto de la presencia de presión

anormal.

Algunos factores que afectan el ritmo de penetración son: desgaste de la

barrena, tamaño y tipo, tipo de formación, propiedades del lodo, velocidad de

rotación, carga sobre la barrena, y gasto de circulación. Cuando ocurre un “quiebre”

en el avance y no hay cambio en una de las otras variables, se sospecha de la

presencia de una zona con presión anormal, pero cuando una o más de estas

variables cambian al ocurrir el “quiebre”, el análisis de la situación se torna difícil.

Densidad de la lutita

La densidad de la lutita se usa como indicador de la presencia de una

formación anormalmente presionada. Esta densidad normalmente aumenta con la

profundidad debido a la creciente compactación de la lutita a medida que se

encuentra en estratos cada vez más profundos. Las condiciones geológicas que

dan origen a la presión anormal son de tal naturaleza que causan la retención de

35

grandes cantidades de agua por parte de las lutitas y esta ocasiona una densidad

baja. Consecuentemente la disminución en la densidad en la lutita (desviación de la

tendencia normal establecida) indica la existencia de una presión anormal. La

densidad de la lutita se puede medir a pie de pozo, con equipo relativamente

sencillo.

Recorte de lutita

La apariencia en la lutita también proporciona información útil con respecto a

la detección de brotes. En formaciones con presión anormal en donde la densidad

del lodo es insuficiente, la presión de formación tiende a empujar la lutita hacia el

pozo, originando lo que se conoce como problema de “lutita deleznable”. Cuando

ocurre el recorte tiende a llegar a superficie en mayor cantidad. La lutita que se

desprende del pozo (derrumbe) presenta una superficie pálida debido a su

separación a lo largo de los planos de deposición.

Para analizar el recorte, éste tiene que sacarse a superficie por circulación,

debe considerarse un tiempo de atraso para asociar los datos obtenidos del recorte

con la profundidad real de donde proviene.

Temperatura en la descarga del lodo

La temperatura del lodo en la línea de flote se usa algunas veces como

indicador de la presencia de formaciones con presión anormal. Esto se debe a que

dichas zonas están generalmente a una mayor temperatura que las zonas de

presión normal localizada en esa profundidad.

Si los otros parámetros permanecen constantes, se estabiliza la temperatura

del lodo en la descarga, con lo cual se obtiene un perfil uniforme; sin embargo, este

no es el caso. Las conexiones, tipos de barrena y cambios tanto en el gasto como

en el ritmo de penetración causan fluctuaciones en la temperatura de salida; es por

esto que este dato resulta a veces de poco valor en la detección de brotes. Sin

embargo, en ocasiones, un aumento en la temperatura de salida estabilizada se

debe a una presión anormal.

36

Concentraciones de cloruros o contaminación con agua salada

La concentración de cloruros o detección de agua salada en el lodo es un

indicador de un influjo de fluidos de la formación al pozo. La presencia del agua

salada confirma que la presión de formación ha excedido la presión hidrostática del

lodo. Una posible causa de esta situación se debe al hecho de perforar una zona de

presión anormalmente alta.

Lodo contaminado con gas

Un aumento en la cantidad de gas presente en el lodo también puede ser un

indicador de la presencia de zonas con presión anormalmente alta. Un aumento en

la cantidad de gas en el lodo puede observarse al estar haciendo un viaje o realizar

una conexión. También existe gas en el lodo si se perfora una formación productora

de gas. A este gas se le conoce como “gas de fondo”. Cualquier aumento en la

cantidad de gas en el lodo observado después de efectuar un viaje o una conexión

debido a un aumento del gas de fondo se debe a la presencia de una formación con

presión anormal.

Cambio en las propiedades reológicas del lodo

La entrada de fluidos de formación al pozo contamina el lodo de perforación.

La floculación y espesamiento del lodo puede ser el efecto de la contaminación.

Cuando las propiedades reológicas del lodo cambian debe tenerse presente que

esto se debe a zonas con presión anormal.

Conductividad eléctrica de las lutitas

La conductividad eléctrica de las lutitas se determina por la cantidad de agua

contenida en ellas. La presencia adicional de agua en las lutitas se asocia con zonas

de presión anormal. Los registros que se obtienen con el propósito de evaluar las

formaciones pueden aplicarse a fin de determinar la conductividad eléctrica de las

formaciones de lutitas.

37

2.4 EFECTO DE SONDEO AL SACAR LA TUBERÍA

El efecto de sondeo se refiere a la acción que ejerce la sarta de perforación dentro

del pozo, es decir cuando se mueve la sarta hacia arriba, ésta tiende a levantar el

lodo con mayor rapidez que la que el lodo tiene para caer por la sarta y la barrena.

En algunas ocasiones la barrena, lastrabarrenas, tubería HW o

estabilizadores se “embolan” con sólidos de la formación, haciendo más crítico dicho

efecto (Figura 4).

Si la reducción de presión es grande como para disminuir la presión

hidrostática efectiva a un valor por debajo de la formación da origen a un

desequilibrio que causa un brote.

38

FIGURA 4. EFECTO DE SONDEO

Entre las variables que influyen en el efecto de sondeo se tiene:

➢ Velocidad de extracción de la tubería.

➢ Reología del lodo.

➢ Geometría del pozo.

➢ Estabilizadores en la sarta.

39

2.5 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

Una causa importante de los brotes en aguas profundas es la perdida de lodo de

perforación por medio de fracturas naturales o inducidas. Un descenso en el nivel

de lodo provoca la disminución de presión hidrostática y así en zonas

suficientemente permeables puede ocasionar un brote. Las pérdidas de circulación

las podemos clasificar en:

➢ Pérdidas naturales o intrínsecas.

➢ Pérdidas mecánicas o inducidas.

➢ Parcial: cuando el volumen de lodo que sale es menor que el de la entrada.

➢ Total: cuando no hay retorno de lodo del pozo.

Donde las causas más comunes son:

Causas naturales (geológicas):

➢ Formaciones fracturadas.

➢ Formaciones cálcicas.

➢ Fallas.

Causas operativas:

➢ Surging.

➢ Las pérdidas de carga sustanciales en el anular.

➢ El comenzar la circulación a través de pozos de pequeño diámetro a gran

profundidad.

Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación

de un pozo, se corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en

zonas de alta presión, en un pozo exploratorio o delimitador.

40

Al perder la columna del fluido de perforación la presión hidrostática ejercida

por el mismo disminuye a un punto tal que permita que el pozo fluya originando un

brote. Con el objeto de reducir las pérdidas de circulación se recomienda efectuar

las prácticas siguientes:

➢ Emplear la densidad mínima de fluido de perforación que permita el pozo.

➢ Mantener el mínimo de sólidos en el pozo.

➢ Mantener los valores reológicos en condiciones óptimas de operación.

➢ Evitar incrementos bruscos de presión.

➢ Reducir la velocidad de introducción de la sarta.

41

CAPÍTULO 3 TIPOS DE BROTES

42

El tipo de brote (agua, gas o petróleo) se estima a partir del registro de las presiones

en la TR y en la TP, así como el aumento de volumen en las presas se usa para

calcular directamente la magnitud del brote. Por medio de la fórmula de densidad

del fluido invasor se puede determinar el tipo de fluido que está admitiendo el pozo.

𝜌𝑓𝑖 = ρ 10 (PCTR−PCTP)

LB

Donde:

ρfi = Densidad del fluido invasor (gr/cm3).

ρ = Densidad del lodo (gr/cm3).

PCTR = Presión de cierre en tubería de revestimiento estabilizada (kg/cm2).

PCTP = Presión de cierre de tubería de perforación estabilizada (kg/cm2).

LB = Longitud de la burbuja (m).

Una vez que se obtiene el aumento en el volumen de presas y considerando

la capacidad del espacio anular se calcula la longitud de la burbuja del fluido invasor;

para obtener la longitud de la burbuja se emplea la siguiente ecuación:

𝐿𝐵 =AVP

CEA

Donde:

LB = Longitud de la burbuja (m).

AVP = Aumento del volumen en las presas (Litros).

CEA = Capacidad del espacio anular (Lt/m).

Antes de comenzar a circular es importante averiguar qué tipo de brote es, ya

que el fluido invasor determina la manera cómo van cambiando las presiones en

superficie a medida que se circula.

43

Una vez calculada la densidad del fluido invasor se podrá determinar el tipo de

fluido. Tipos de brote de acuerdo con la densidad del fluido invasor:

• Brote de gas: Si la densidad esta entre 0 y 0.69 gr/cm3

• Brote de aceite: Si la densidad esta entre 0.69 y 0.92 gr/cm3

• Brote de agua: Si la densidad es mayor de 0.92 gr/cm3

3.1 INVACIÓN DE GAS

En los brotes de gas las presiones en la TR y en la formación son mayores. Cuando

no hay circulación en el pozo, se considera que el gas fluye a través de la columna

del fluido de control. Si el gas fluye sin expandirse, mantiene su presión conforme

avanza a través del pozo, y por lo tanto aumenta la presión en todos los puntos del

pozo incluyendo la de la TR, formación, fondo y tubería de perforación.

La presión se mantiene cuando se está circulando el pozo, cuando el gas

llega a superficie las presiones se controlan y se normalizan.

Los influjos se pueden originar por una insuficiencia en la densidad de un

fluido de perforación con la presencia de gas en la roca cortada por la barrena,

liberándose el gas contenido en los recortes provocando la disminución de la

densidad del lodo.

En superficie el gas puede ser detectado en las presas de lodo, un pequeño

volumen de gas en el fondo del pozo podría representar un gran volumen en

superficie, lo cual podría dar origen a un descontrol por lo que es recomendado:

➢ Aumentar gasto de circulación.

➢ Circular para desgasificar el lodo.

➢ Reducir ritmo de penetración.

El gas es un fluido compresible que ocupa determinado volumen

dependiendo a la presión a la que se somete. Si se expande ocupará un volumen

que comenzará a desplazar grandes cantidades de fluido de control al exterior del

pozo, provocando una reducción a la columna hidrostática.

44

El comportamiento del gas natural se toma utilizando la regla de “Proporción

inversa”. Si se duplica la presión el gas se comprimirá a la mitad de su volumen, si

se reduce la presión el volumen del gas incrementará al doble de su volumen.

Las propiedades naturales del gas provocan que migre y que refleje su

presión en la superficie por la presión de cierre del pozo. El control del volumen de

gas en el pozo debe ser controlado mediante desfogues, permitiendo su expansión,

de lo contrario podrían presentarse fallas en la formación expuesta o en las

conexiones superficiales de control por una presión excesiva.

3.2 INVACIÓN DE AGUA

A diferencia de un brote de gas, un brote de líquidos no se expande a medida que

se circula el pozo y la variación en las presiones en la TR son menores.

Generalmente la presión en la TR disminuye a medida que el brote se circula hacia

el espacio anular de mayor debido a que los fluidos del brote ocupan menor espacio

a esa profundidad donde existe una mayor capacidad. La disminución en la presión

de la TR es un indicador de un brote de agua y esta presión permanecerá constante

mientras se circula el brote. Los brotes de agua pueden estar asociados a zonas de

presión anormal, un registro que nos ayuda a determinar posibles zonas con

presencia de agua y presiones anormales es el registro resistivo, el cual

básicamente determina la conductividad existente en la formación del intervalo de

profundidad a la que el estudio se corre.

Las formaciones más propensas a contener cantidades extras de agua son

las lutitas, la conductividad eléctrica que se genera en las formaciones lutíticas está

asociada a la cantidad de agua que estas contienen. Las formaciones de lutitas con

zonas de presión anormal se generan debido a la presencia de cantidades extras

de agua absorbida gracias a las propiedades de la roca ahí presente.

Esto debe ser tomado en cuenta durante la planeación de la perforación para

determinar las posibles zonas que pudieran ser de presión anormal por efecto de

agua en las lutitas, y así evitar posibles brotes de agua de formación dentro del

pozo.

45

3.3 INVACIÓN DE ACEITE

El aceite tiene una cantidad apreciable de gas disuelto que empieza a separarse a

medida que se reduce la presión, por esto un brote de aceite tiene características

como las de un pequeño brote de gas.

Como se mencionó antes una pequeña cantidad de gas en el fondo del pozo

representa una cantidad mayor en superficie, es ahí cuando un brote de aceite y

gas empieza a afectar la integridad del fluido de perforación que está siendo

contaminado. Este tipo de brotes se presentan al estar atravesando el intervalo

productor.

Según las estadísticas la mayoría de los brotes ocurren durante los viajes de

tubería, y por el efecto de sondeo se vuelve más crítica la operación de sacar tubería

en formaciones que presentan presiones anormales, recortes con gas y contenido

de aceite con gas disuelto.

FIGURA 5. ESTADÍSTICAS DE BROTES

70%

25%

5%

Viajando

Perforando

Otros

46

CAPÍTULO 4 INDICADORES DE BROTES EN UN

POZO

47

4.1 AUMENTO DEL VOLUMEN DE LODO EN PRESAS

Una ganancia en el volumen total de lodo en presas y suponiendo que no hayan

sido añadido materiales significativos en superficie, es un importante indicador de

que hay cierto avance de fluidos de formación o expansión de gas por el espacio

anular.

Debido al movimiento generado por las olas y por el diseño de las presas, es

muy probable que a simple vista se observen grandes cambios en el nivel total aun

cuando éste se mantiene constante, es por esta razón que se implementan

totalizadores de flujo.

Cuando el aumento de nivel o volumen total de presas sea muy grande y real,

es necesario parar la operación presente y realizar una prueba de flujo o flow check,

si no se detecta algún brote, revisar la razón de la anormalidad.

4.2 AUMENTO EN EL GASTO DE SALIDA

Un aumento en el gasto normal de salida es también un indicador de que está

ocurriendo un brote, que a su vez está empujando lodo adicional fuera del pozo.

Esta situación se detecta al observar el flujo de lodo a través de la temblorina y

cualquier cambio fuera de lo normal; existen equipos medidores de gasto, que

detectan esas variaciones en forma automática.

4.3 FLUJO DEL POZO CON BOMBAS PARADAS

Este es un indicador muy seguro de que un influjo está en progreso. El fenómeno

se puede apreciar con mayor facilidad en pozos con diámetro reducido, donde las

pérdidas de presión anular son significativas.

En este caso al parar la circulación, las pérdidas de presión en el anular se

cancelan y entonces la presión de formación puede exceder a la presión

hidrostática, permitiendo así la entrada de fluido de formación al pozo, y teniendo

las bombas apagadas, nos percatamos de la alarmante señal de que aún existe

flujo del pozo hacia afuera.

48

4.4 EL POZO ACEPTA MENOS LODO O DESPLAZA MÁS DURANTE LOS

VIAJES

Si el volumen desplazado es mayor que el volumen del acero, entonces fluidos de

la formación están entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera, es decir está

ocurriendo un brote. Si el volumen del lodo desplazado es menor que el volumen de

acero de la tubería introducida, entonces se tiene pérdida de circulación.

En caso de que se esté sacando tubería del pozo, se debe añadir lodo para

que ocupe el espacio previamente por la tubería que se sacó. El volumen de lodo

requerido para llenar el pozo debe ser igual al volumen de acero que ha sido

extraído. Si, por el contrario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo,

entonces se tiene una indicación de que está ocurriendo un brote. Ahora bien, si la

cantidad de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero

extraído, entonces se tiene una pérdida de lodo. La extracción de tubería es más

crítica que su introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo.

En otras palabras, tanto el efecto de sondeo como el de llenado del pozo, reducen

la presión de fondo y esto puede originar un brote. Ambas operaciones de viaje

requieren que se determine el volumen de acero de la tubería.

El volumen real requerido para llenar el pozo puede medirse mediante

tanques de viaje, medidor de gasto, el cambio en el nivel de las presas y el contador

de emboladas.

4.5 AUMENTO EN LA VELOCIDAD DE PENETRACIÓN

La velocidad de penetración está en función de los factores de peso sobre la

barrena, velocidad de rotación, densidad de lodo e hidráulica y características de la

formación. Pero también se determina por la diferencia de presiones; entre la

presión hidrostática de lodo y presión de formación. Es decir, que, si la presión de

la formación es mayor, aumenta considerablemente la velocidad de penetración de

la barrena. Cuando esto sucede y no hay cambios en alguna de las otras variables,

se debe tener precaución de la posible presencia de un brote, sobre todo si se está

perforando zonas de presión anormal o el yacimiento en un pozo exploratorio.

49

4.6 DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE LAS

EMBOLADAS

Cuando se está perforando y ocurre un brote, los fluidos debido al brote se ubican

únicamente en el espacio anular. La presencia de dichos fluidos con densidad

menor que la del lodo, causa que la presión hidrostática en el espacio anular sea

menor que la presión hidrostática dentro de la sarta de perforación.

La diferencia de presiones ayuda a que el lodo dentro de la sarta fluya hacia

el espacio anular más fácilmente, con la disminución de presión de bombeo y el

aceleramiento de la bomba de lodo, el cual se manifiesta en el aumento de

emboladas.

4.6 LODO CONTAMINADO CON GAS

Conforme el gas se expande al acercarse a superficie se provoca una disminución

en la presión hidrostática que causa un brote.

La detección en el aumento de cloruros y el porcentaje de agua son

indicadores de que los fluidos de formación entran al pozo. Debe tenerse 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 por cambios en la

viscosidad, relación agua-aceite y precipitación de los sólidos.

4.7 CAMBIO EN LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS DEL LODO

Cuando las propiedades reológicas cambian, debe tenerse presente que tal

variación es por la entrada de fluido invasor, lo cual se manifiesta por la variación

en la viscosidad, relación agua-aceite y precipitación de sólidos.

50

4.8 AUMENTO EN EL PESO DE LA SARTA

El fluido de perforación en el pozo provoca un efecto de flotación, el cual reduce

el peso efectivo de la sarta que debe ser soportado por la torre de perforación.

Los fluidos de perforación más pesados tienen mayor efecto de flotación

que los fluidos ligeros. Cuando ocurre un brote y los fluidos de menor densidad

entran al pozo, el efecto de flotación se reduce. Como consecuencia el peso

observado de la sarta se incrementa.

51

CAPÍTULO 5 SISTEMAS DE SEGURIDAD Y

CONTROL

52

El criterio para seleccionar el arreglo de preventores debe considerar la magnitud

del riesgo expuesto y el grado de protección requerida en cada de una de las etapas

de perforación y mantenimiento de pozos; así como, la presión del yacimiento

esperada en la superficie. La clasificación API para el conjunto de preventores, se

basa en el rango de la presión de trabajo. Existe un bajo riesgo cuando se tienen

presiones de formación normales. Por lo que un arreglo de preventores sencillo y

de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación.

El riesgo es mayor cuando se tienen:

➢ Presiones de formaciones anormales.

➢ Yacimientos de alta presión, alta temperatura o productividad.

➢ Áreas densamente pobladas.

➢ Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y

plataformas marinas. Entonces, el arreglo requerido debe ser más completo

y en consecuencia de mayor costo.

Los preventores son un sistema para control del pozo, y tienen 3 funciones:

1. Cerrar el pozo en caso de un influjo imprevisto.

2. Colocar suficiente contrapresión sobre la formación.

3. Recuperar el control primario del pozo.

Durante las operaciones de perforación o mantenimiento, si llegara a

manifestarse un flujo o brote, el sistema de control superficial debe tener la

capacidad para cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él. El control de un

pozo lo constituyen en la superficie, los sistemas de circulación y de preventores.

Los arreglos de preventores lo forman varios componentes. Y refiriéndose a

los tipos pueden ser: esférico, anulares, variables, ciegos y de corte.

53

5.1 SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO

El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo,

ya que proporciona un determinado grado de protección antes de que se corra y

cemente la tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalarán los

preventores. Las prácticas recomendadas API RP-53 establecen los criterios para

seleccionar, instalar y operar el equipo de sistemas desviador de flujo (diverters).

Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubería de perforación,

de revestimiento y lastrabarrenas, y no está diseñado para hacer un cierre completo

del pozo o parar el flujo, sino más bien desviarlo abriendo simultáneamente las

válvulas de las líneas de desfogue (venteo), derivando el flujo de formaciones

someras hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal, evitando así

el fracturamiento de las formaciones, disminuir el riesgo de comunicarse a la

superficie por fuera de la tubería conductora que pondría en peligro a la cuadrilla y

las instalaciones de perforación. Por lo general, se utilizan como desviadores los

preventores anulares de tipo convencional o las cabezas rotatorias. Sin embargo,

se surten “Desviadores” especiales de baja presión en diversos tamaños. La presión

de trabajo del desviador y de la(s) línea(s) de venteo o lateral(es) no es de gran

importancia, ya que su función es únicamente desviar el flujo. El diámetro interior

debe ser suficiente para que permita pasar la barrena y perforar la siguiente etapa.

Todo el conjunto, una vez instalado, será probado a satisfacción para

asegurarse que funcionará correctamente.

Si el sistema desviador integra una o más válvulas en la línea lateral, las

válvulas deben ser tipo abertura completa y mantenerse en la posición abierta para

un sistema manual, o bien, deben ser diseñadas para abrirse automáticamente

cuando se cierra el desviador. Por lo menos una de las líneas laterales debe estar

abierta en todo momento. Las líneas normalmente son de 10” de diámetro interior o

mayores para operaciones marinas y de 6” de diámetro interior o mayores para

operaciones terrestres. El desviador y cualquier válvula deben ser probados cuando

54

se instale y en intervalos apropiados durante las operaciones, para garantizar el

funcionamiento correcto. Debe bombearse fluido a través de las líneas de venteo a

periodos regulares de tiempo durante las operaciones para asegurar que las líneas

no están tapadas. La capacidad de los acumuladores para el sistema desviador de

flujo debe ser calculado y estar de acuerdo con el API RP-64.

FIGURA 6. DESVIADOR DE FLUJO CON LÍNEAS DE DESFOGUE.

Cuando se inicia la perforación de un pozo terrestre, se introduce y cementa

una TR conductora a poca profundidad. En el caso de pozos marinos, por lo general

se instala una TR conductora de gran diámetro por debajo del lecho marino.

55

FIGURA 7. DESVIADOR DE FLUJO EN UNA UNIDAD FLOTENTE (BARCO PERFORADOR O PLATAFORMA SEMISUMERGIBLE

5.2 PREVENTOR ESFÉRICO

Es un preventor anular, y es instalado en la parte superior de los preventores de

arietes. Tiene como principal característica, efectuar cierres herméticos a presión

sobre cualquier forma o diámetro de tubería o herramienta que pueda estar dentro

del pozo. El tamaño y su capacidad deberán ser iguales que los preventores de

arietes. Se recomienda no cerrar este preventor si no hay tubería dentro del pozo.

Se emplean con el uso de un elemento grueso de hule sintético que se

encuentra en el orificio interno del mismo y al operarlo, se deforma

concéntricamente hacia el interior del preventor, ocasionando el cierre parcial o total

del pozo. El hule estando en posición abierta tiene el mismo diámetro de paso del

preventor. Además, permite el paso o giro de tuberías aun estando cerrado (esta

operación se debe efectuar regulando la presión de trabajo a su mínimo valor de

sello). Es posible cambiar el elemento sellante con tubería dentro del pozo; además,

cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad de registros.

56

El preventor anular esférico se coloca en la parte superior de los preventores

de arietes, debiendo ser de las mismas características. Los más usados son de 21

¼”, 16 ¾”, 13 5/8”, 11” y 7 1/16”, con presiones de trabajo de 2000 a 10000 lb/pg2.

En el preventor anular Hydrill tipo GK la presión hidráulica de cierre se ejerce

sobre el pistón de operación y sube conforme asciende el elemento de hule,

comprimiéndose hacia adentro hasta efectuar el sello sobre cualquier tubería o

herramienta que esté dentro del preventor.

Para el preventor anular Cameron tipo D y DL, la presión de cierre fuerza

hacia arriba el pistón de operación y el plato impulsor desplaza el aro de hule sólido,

forzando a la "dona" a cerrarse, activándose simultáneamente los insertos de acero

que refuerzan al elemento de hule, girando interiormente hasta formar un anillo de

soporte continúo tanto en la parte superior como en la parte inferior del elemento

empacador.

FIGURA 8. PREVENTOR ESFERICO HYDRILL TIPO GK.

57

FIGURA 9. PREVENTOR ESFÉRICO CAMERON TIPO DL.

TABLA 3. PRESIÓN DE CIERRE EN LB/PG2 DEL PREVENTOR ANULAR HYDRILL SIN PRESIÓN EN EL POZO

58

5.3 PREVENTOR DE ARIETES

El preventor de arietes anulares tiene como característica principal poder utilizar

diferentes tipos y medidas de arietes, según se requiera en los arreglos de los

conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como el más seguro.

FIGURA 10. EJEMPLO DE PREVENTORES DE ARIETES MARCA CAMERON TIPO U Y UM.

Otras características son:

➢ El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble.

➢ Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas marinas.

➢ La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.

➢ Tiene un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes (candados).

➢ Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule autoalimentable.

➢ Modificando los pistones de operación, al usar arietes de corte sirven para cortar tubería quedando el pozo cerrado.

59

5.4 ARIETES ANULARES

Los arietes anulares para tubería de perforación o revestimiento están constituidos

por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades

separadas y pueden cambiarse independientemente. Los arietes de preventores

constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellante

diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente alrededor de la tubería.

FIGURA 11. ARIETES PARA TUBERÍA MARCA CAMERON.

Características:

➢ En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubería, para lo

cual deberá regularse la presión de cierre del preventor.

➢ Cuando existe presión en el pozo, evitan la expulsión de la tubería al

detenerse la junta en la parte inferior del ariete.

➢ En caso de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del

preventor.

60

Capacidad de carga sobre los arietes:

El procedimiento recomendado para suspender la tubería de perforación es

cerrar los arietes utilizando de 1500 a 3000 psi, cerrar los candados usando el

procedimiento normal, y luego apoyar el peso de la tubería sobre los arietes.

TABLA 4. REVISTA TECNOLOGY, 1990 ARIETES MODIFICADOS SE CONSIDERAN: DE BAJA ALEACIÓN CON CLASIFICACIÓN CROMO MOLYBDENO. NORMA NACE MR-0175-2000

5.5 ARIETES AJUSTABLES

Los arietes variables o ajustables son similares a los descritos anteriormente. La

característica que los distingue es cerrar sobre un rango de diámetros de tubería,

así como de la flecha.

FIGURA 12. ARIETES VARIABLES PARA TUBERÍA.

61

TABLA 5. RANGO DE CIERRE DE ARIETES VARIABLES (AJUSTABLES)

5.6 ARIETES CIEGOS

Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en

una placa metálica y de un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo

cuando no se tiene tubería en su interior y que por la manifestación del brote no sea

posible introducirla. Se instalan en bonetes normales y modificados para arietes de

corte.

FIGURA 13. ARIETES CIEGOS.

62

Ventajas y desventajas de la posición que guarda el preventor ciego.

Tomando como base el arreglo más común para la perforación de zonas de alta

presión y pozos de desarrollo, los arietes ciegos están colocados arriba del carrete

de control.

Ventajas

Está demostrado estadísticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con

la tubería dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la función de

válvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo evitando las

bridas, mismas que están consideradas como las partes más débiles de un conjunto

de preventores.

➢ Se pueden cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubería de

perforación. La tubería de perforación puede suspenderse del preventor

inferior y cerrar totalmente el pozo. Cuando el pozo está cerrado con el

preventor inferior, permite efectuar reparaciones y corregir fugas del conjunto

de preventores; además del cambio de unidades completas.

➢ Cuando el preventor ciego está cerrado, se puede operar a través del carrete

de control.

➢ Si se considera conveniente, se puede introducir tubería de perforación a

presión dentro del pozo, utilizando el preventor inferior y alguno de los

superiores, previo cambio de los ciegos por arietes para tubería de

perforación.

➢ Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los

cuales no es posible cambiar, por lo que debe procurarse operarlos sólo en

caso necesario; ya que, como se indicó, deben considerarse como válvula

maestra.

63

Desventajas

Cuando el preventor ciego esté cerrado, no se tendrá ningún control si ocurre

alguna fuga en el preventor inferior en el carrete de control.

➢ Entonces; lo que se manejó como ventaja de que los arietes ciegos se

pueden cambiar por arietes para tubería de perforación, funciona ahora como

desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar la tubería no se

dispondría de una válvula maestra que cerrará totalmente el pozo.

➢ Cuando se esté perforando la etapa de yacimiento, se deberán utilizar arietes

de corte en sustitución de los ciegos.

Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro mayor

se instalarán en el preventor inferior, y los de diámetro menor en el superior. Ambos

arietes pueden sustituirse por el tipo variable. Debe observarse que, si ocurre un

brote cuando se esté sacando del pozo la tubería de perforación de diámetro menor,

sólo se dispondrá del preventor anular y uno de arietes.

Entonces, no será posible intercambiar arietes de ese mismo diámetro de tubería

de perforación en algún otro preventor; por lo que, será conveniente ubicar los

arietes ciegos en la parte superior del preventor doble, aun cuando las desventajas

señaladas anteriormente serían mayores por tener doble brida adicional.

Una opción práctica, sin cambiar la posición establecida, recomienda bajar una

parada de tubería del diámetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar

arietes al superior.

5.7 ARIETES DE CORTE

Los arietes de corte están constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo

del ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas.

La función de estos arietes es cortar la tubería y actuar como arietes ciegos

para cerrar el pozo cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operación

64

normal de perforación, están instalados en bonetes modificados, aumentando el

área del pistón y la carrera de operación.

5.8 ARREGLOS DE PREVENTORES

Un conjunto de preventores debe tener un arreglo que permita:

a) Cerrar la parte superior del pozo alrededor del elemento tubular (tubería de

perforación, tubería pesada o de los lastrabarrenas) y en su caso, bajo

condiciones de presión meter la tubería hasta el fondo del pozo.

b) Descargar en forma controlada el fluido invasor (gas, aceite, agua salada, o

una combinación de ellos y el lodo contaminado).

c) Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie.

d) Colgar la tubería de perforación y si es necesario, cortarla.

e) Conectarse al pozo nuevamente, después de un periodo de abandono

temporal.

f) Una redundancia en equipo para que en caso de que algún componente falle,

pueda inmediatamente operarse otro.

En este sentido, el personal del equipo juega un papel muy importante; ya que,

si ellos se mantienen alerta y están adiestrados en el funcionamiento y operación

de los componentes superficiales, así como de los indicadores de la presencia de

un brote, no dudarán en tomar las acciones adecuadas para aplicar los

procedimientos y mantener el pozo bajo control.

El arreglo de preventores de superficie lo forman varios componentes. Entre

ellos están los preventores anulares (esféricos), los preventores de arietes (rams)

en sus diversas formas, los carretes de control, y demás componentes.

Como norma, todos los preventores de arietes (rams) deben tener extensión y

maneral para asegurar mecánicamente su cierre efectivo. Es adecuado disponer de

65

candados operados hidráulicamente, como en el caso de los preventores

submarinos, y operar ambos tipos de candados cada vez que se realicen las

pruebas de operación del conjunto de preventores. En la siguiente tabla, se

muestran los arreglos de preventores de acuerdo con la API.

TABLA 6. ARREGLOS DE PREVENTORES, DE ACUERDO AL API.

La clasificación del API para los arreglos típicos de los preventores de

reventones, está basada en las presiones de trabajo, mostrándose en las figuras

que se muestran más adelante, para las clases API 2M, 3M, 5M, 10M y 15M.

Algunos arreglos diferentes a los mostrados podrán ser adecuados en el

cumplimiento de los requerimientos de las condiciones del pozo, y en aras de

promover la seguridad y la eficiencia. Para la fácil identificación de los componentes,

se utiliza un código que se describe a continuación.

Código para los componentes.

A = Preventor de reventones, tipo anular (esférico).

G = Cabeza rotatoria.

R = Preventor de reventones de arietes sencillo, con un juego de arietes para

tubería, ciegos, variables o de corte-ciego, según la preferencia del operador.

Rd = Preventor de reventones de arietes dobles, colocados según la preferencia del

operador.

Rt = Preventor de reventones de ariete triple, con tres juegos de arietes, colocados

según la preferencia del operador.

66

S = Carrete de perforación o de control, con conexiones de salida lateral para las

líneas de estrangulación de matar.

M = Presión de trabajo, 1000 lb/pg2. (Actualmente se usa la letra “K” con el mismo

significado).

Los componentes se enlistan desde abajo hacia arriba, a partir del fondo del arreglo

de preventores, ejemplos:

1.- Arreglo-5M-13 5/8"-SRRA.

Que significa:

Presión de trabajo del arreglo de preventores -5000 lb/pg2.

Diámetro de paso - 13 5/8".

Arreglo: Carrete de control, dos preventores de arietes sencillos y un preventor

esférico.

2.- Arreglo-10 K – 13 5/8” – RSRA.

Que significa:

Presión de trabajo del arreglo de preventores -10000 lb/pg2.

Diámetro de paso - 13 5/8”.

Arreglo: Un preventor de arietes, un carrete de trabajo, un preventor de arietes y un

preventor esférico.

A continuación, se muestran arreglos típicos de preventores de reventones.

67

FIGURA 14. ARREGLOS PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO 2M.

FIGURA 15. ARREGLOS PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO 3M Y 5M.

68

FIGURA 16. ARREGLOS PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO 10M Y 15M.

FIGURA 17. AREITES CIEGOS DE CORTE.

69

A continuación, se muestra un ejemplo para determinar los diámetros de

tubería que se pueden cortar en función del diámetro del preventor, que es un dato

de suma importancia cuando se utilizan arietes ciegos de corte.

Corte de tubulares (Geométricamente).

Determinación de longitudes.

Si el= B13O.P62 e5s” de 13 5/8” 5M

Y la TR es de 9 5/8”

• Perímetro de un circulo es: P=π*D ó

P=2πr

• PTR =3.1416 * 9.625” = 30.23”

• Cuando este aplastada la TR tendremos:

• LTR = PTR /2

• LTR = 30.23”/2 = 15.115”

Conclusión

• Como LTR > LBOP

No se cortará la TR = Problemas.

Determinación de Diámetros

Permisibles.

Si el BOP es de 13 5/8” 5M

LPERM=13.625”

Cuando el diámetro esté aplastado

tendremos:

• LPERM = PPERM /2

PPERM = 2 * LPERM = 2 *13.625” = 27.25”

• Perímetro de un circulo es: P = π * D

• DPERM = PPERM /π

• DPERM =27.25” / 3.1416 = 8.67”

Conclusión:

• Un BOP de 13 5/8” con RAMS de corte. SOLO cortará diámetros < a 8.67”. •Un BOP de 11” con RAMS de corte. SOLO cortará diámetros < a 7”.

70

5.9 EMPAQUETADURA DE PREVENTORES (ELASTÓMEROS)

La empaquetadura o partes elásticas de los preventores deberán identificarse por

el tipo de caucho, composición, proceso de fabricación empleado, grado de dureza,

etcétera.

Las características anteriores determinan el uso más apropiado para cada

tipo.

Las partes elastoméricas deben ser marcadas al moldearse para identificar el

tipo de caucho, rango de dureza, número de parte y código empleado. El sistema

de código de identificación está compuesto por tres partes:

a) Dureza. b) Código API. c) Número de parte del fabricante.

Ejemplo:

Esta marca designa una parte o componente que tiene un rango en la escala de la

dureza de 70 -75, fabricado de epiclorohidrina y con número del fabricante de 400.

Los diversos fabricantes de los productos elastoméricos recomiendan el uso más

apropiado para cada tipo de empaque.

TABLA 7. GUÍA PARA LA SELECCIÓN DE LOS CODIGOS DE LOS ELEMENTOS SELLANTES.

71

Toda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse; para

ello, los fabricantes recomiendan realizar las pruebas siguientes:

Doble, estire y comprima la pieza. Observe si en el área de esfuerzos existen grietas

o fisuras, particularmente en las esquinas; de ser así, elimínelas y cámbiela por otra

en condiciones adecuadas.

Si la pieza es de tamaño muy grande, corte una tira en un área no crítica y

efectúele la prueba. Ejemplo: corte una tira de caucho entre los segmentos de un

elemento sellante del preventor anular, para realizar el ensayo mencionado.

Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la

superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que también

deberá efectuarse la prueba anterior. También, las condiciones de almacenamiento

determinan la duración de los elementos de caucho.

TABLA 8. GUÍA PARA EL ALMACENAMIENTO DE EMPAQUETADURAS DE CAUCHO EN GENERAL.

72

TABLA 9. TIEMPO DE CONSERVACIÓN DE EMPAQUETADURA DE CAUCHO EN GENERAL, DEPENDIENDO DE LA CALIDAD DE ALMACENAMIENTO

FIGURA 18. ALGUNOS TIPOS DE EMPAQUETADURAS.

73

5.10 CABEZAL DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

El cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del

pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubería de

revestimiento. El cabezal de pozo transfiere las cargas de la tubería de

revestimiento y de la terminación a la tierra a través de la tubería de revestimiento

superficial y provee un sistema de sello y válvulas para controlar el acceso a la

tubería de producción y el espacio anular. Está hecho de uno o más carretes de

tuberías de revestimiento, carretes de cabezal de tubería (head spool), el colgador

y el árbol de producción.

FIGURA 19. CARRETES DE CABEZAL DE TUBERÍA.

Las especificaciones del cabezal son expuestas en el API-6A. Desde el diseño

de las tuberías de revestimiento, se deben especificar los requerimientos del

cabezal de pozo. Ya que en la terminación impactará en varias formas:

➢ Las cargas serán transferidas de la tubería de producción al cabezal de pozo

a través del colgador de la tubería.

➢ Puede haber requerimientos de inyección a través del espacio anular por el

cabezal (gas, inhibidores o inyección de agua, etc.).

➢ La metalurgia y tamaño del puerto necesitarán ser considerados por las

caídas de presión, erosión y aspectos de corrosión; así como, los límites de

presión y temperatura.

➢ Ciertas partes del cabezal del pozo serán expuestas a fluidos en el espacio

anular (el colgador de la tubería de revestimiento de producción). Lo que

74

puede impactar en su composición metalúrgica.

➢ Puede requerirse el monitoreo de las presiones en el espacio anular. Esto es

relativamente fácil en un pozo con cabezal en superficie. Pero, para un

cabezal de lecho marino, pueden requerirse sensores especiales.

5.10.1 TIPOS

Por diseño puede ser roscable, soldable o bridado, además se utiliza como base

para instalar el conjunto de preventores.

FIGURA 20. CABEZAL DE TR SOLDABLE (REBAJADO) Y ROSCADO.

Las salidas laterales del cabezal pueden utilizarse para instalar las líneas

secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de

emergencia estrictamente. Cuando las líneas no estén instaladas, es recomendable

disponer de una válvula y un manómetro en dichas salidas. El API-6A establece las

siguientes especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento.

➢ La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima que se espere manejar.

➢ Resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a la tubería en que se conecte.

➢ Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la TR en que se conecta.

➢ Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TR´s

75

Selección

La etapa de terminación es para convertir un pozo perforado en un seguro y

eficiente sistema de producción o inyección; y es en el diseño de la perforación

donde se deben seleccionar los cabezales y el árbol de producción.

Selección de Cabezales y Medio Árbol.

Especificación API-6A/ISO 10423.

Nivel de especificación del producto PSL (Product Specification Levels).

La selección del PSL se debe basar en un análisis cuantitativo del riesgo, que es

una aproximación formal y sistemática para identificar eventos potencialmente

peligrosos, estimar la probabilidad de los accidentes que se pueden desarrollar, así

como las consecuencias en las personas, equipo y el medio ambiente.

PSL 1 incluye las prácticas actuales y es recomendado para un amplio rango de

condiciones de servicio en la industria.

PSL 2 incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 1 que se

ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama específica

de condiciones de servicio.

PSL 3 incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 2 que se

ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama específica

de condiciones de servicio.

PSL 3G incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 3 que se

ejecutan actualmente por un amplio rango de la industria, en una gama específica

de condiciones de servicio. La designación del PSL 3G se utiliza únicamente cuando

es necesario realizar pruebas para definir intervalos de gas adicionales a los que ya

fueron probados.

76

PSL 4 incluye todos los requisitos de PSL 3G más ciertos requisitos adicionales y

se prevé para usos que exceden las condiciones del servicio identificadas dentro

del alcance del estándar internacional, y normalmente se utiliza para el equipo

primario.

En la siguiente figura, se muestra el nivel de especificación recomendado para

el equipo primario. El equipo primario en un conjunto de cabezales incluye como

mínimo: Cabezal de la tubería de producción; Colgador de la tubería de producción;

Adaptador de la tubería de producción y la Válvula maestra. El resto de las piezas

del cabezal se clasifican como secundarias. El nivel de la especificación para el

equipo secundario puede ser igual o menor que el nivel para el equipo primario.

FIGURA 21. PSL MÍNIMO RECOMENDADO PARA PARTES PRINCIPALES DE CABEZALES Y ÁRBOL DE VÁLVULAS.

77

5.11 MULTIPLE DE ESTRANGULACIÓN

El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y tes (“T”) de flujo,

estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo de Iodo y los fluidos

invasores durante el proceso de control de un pozo.

El sistema de control superficial está conectado al arreglo de preventores a

través de líneas metálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o

permiten que éste (por medio de las válvulas) sea confinado totalmente.

La estandarización y aceptación de los múltiples de estrangulación están

reglamentados por el API 16-C y por las prácticas recomendadas API RP-53.

El diseño del múltiple de estrangulación debe considerar varios factores que

deberán tenerse en cuenta:

➢ Primero se debe establecer la presión de trabajo que al igual que el arreglo

de preventores, estará en función de la presión máxima superficial que se

espera manejar, así como de las presiones anticipadas de la formación.

➢ El o los métodos de control del pozo a usar para incluir el equipo necesario.

➢ El entorno ecológico que rodea al pozo.

➢ La composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos y el

volumen por manejar.

78

FIGURA 22. MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN TÍPICO.

FIGURA 23. MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN TÍPICO PARA RANGOS DE PRESIÓN DE TRABAJO DE 2000 Y 3000 PSI.

79

FIGURA 24. MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN TÍPICO PARA RANGO DE PRESIÓN DE TRABAJO DE 5000 PSI.

5.12 LÍNEAS DE MATAR

Estas líneas regularmente son tubulares deben estar firmemente sujetadas al

terreno y/o estructuras metálicas para mitigar el golpe de presión o el exceso de

vibración por el paso de fluidos y se utilizan para el control de influjos de fluidos

provenientes del pozo, su requerimiento es cumplir con las normas de presión

interna y colapso de acuerdo a los rangos de presión de trabajo del conjunto de

preventores y a las especificaciones APIRP53, 6, 6A, 7 y 7C. Adicionalmente es

posible utilizar líneas conexión para el manejo y conducción de presión y fluidos

durante el proceso de perforación, terminación y reparación de pozos.

80

La construcción de las líneas tubulares es del tipo bridado y/o roscado, con

sello metal a metal, el diámetro interior mínimo recomendado deberá ser de 2”, con

objeto de permitir un ritmo razonable de bombeo sin exceso de fricción. Deben ser

lo más rectas posible. En las actividades y procesos de la UPMP, esta línea es

utilizada para controlar un brote o manifestación, sobre todo cuando no se tenga

tubería dentro del pozo o que la tubería de trabajo se encuentre obturada o tapada.

Se conecta directamente del carrete de control (válvula check), a la cruceta

de la línea de matar y otra entrada a las bombas de lodo y/o a una bomba auxiliar

de alta presión (unidad de alta presión).

La conexión de la línea de matar al arreglo de preventores, dependerá de la

configuración parcial que tengan, pero debe localizarse de tal manera que se pueda

bombear fluido debajo de un preventor de arietes, que posiblemente sea el que se

cierre. Sólo en caso de extrema urgencia, la línea de matar podrá conectarse a las

salidas laterales del cabezal o carrete de TR.

El uso rutinario de la línea de matar podría causar la erosión de ésta

reduciendo así su utilidad en una emergencia, por lo que no debe usarse como tubo

de llenado del pozo.

5.13 ESTRANGULADORES

Se instalan en el múltiple de estrangulación.

Estrangulador ajustable

Los estranguladores ajustables son accesorios diseñados para restringir el paso de

los fluidos en las operaciones de control, generando con esto contrapresión en la

tubería de revestimiento, con el fin de mantener la presión de fondo igual o

ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita la correcta aplicación de los

métodos de control. En PEMEX se usan las marcas Cameron, Willis, Swaco, etc.

Estos tipos de estranguladores son usados frecuentemente en las operaciones de

control.

81

El API 16-C recomienda se deba disponer de dos estranguladores ajustables

manuales y uno hidráulico en pozos terrestres. En los pozos marinos utilizar un

estrangulador hidráulico adicional. En los métodos de control son muy importantes,

ya que permitirán mantener la presión deseada en el fondo del pozo de acuerdo con

la apertura de éste y están en función de las variables siguientes:

➢ Gasto y presión de bombeo.

➢ Columna hidrostática en el espacio anular.

➢ Contrapresión ejercida en el sistema.

Por lo que, para cumplir con la condición de equilibrio de presión se recurre a las

variables señaladas siendo la más sencilla y práctica la contrapresión ejercida, la

cual se controla con el estrangulador ajustable. Es decir, que, en vez de variar el

gasto, la presión de bombeo o la densidad del fluido de perforación, resulta más

fácil estar variando el diámetro del estrangulador para mantener la presión de fondo

constante durante la operación de control.

FIGURA 25. ESTRANGULADORES AJUSTABLES.

82

Estrangulador Hidráulico

Su diseño consta de entrada y salida bridadas. Se opera por medio de una consola

de control remoto, Algunas ventajas adicionales en comparación con un

estrangulador ajustable manual son:

➢ La velocidad para abrirlo o cerrarlo y las opciones del diámetro de su orificio.

➢ Cuando se obstruye por pedacerías de hule, formación, fierro, etc., se facilita

su apertura rápidamente hasta el diámetro máximo, puede cerrarse

posteriormente sin suspender la operación del control.

FIGURA 26. ESTRANGULADORES HIDRÁULICOS VARIABLES.

83

CAPÍTULO 6 MÉTODOS DE CONTROL DE

BROTES

84

En el control de pozos los estudios básicos proporcionan los fundamentos tanto

para la solución de problemas sencillos como complejos.

Para fines prácticos se tiene en mente un tubo en “U” que estudia las presiones en

el espacio anular en la tubería de perforación y la presión de fondo constante, lo

que sucede en un lado del tubo “U”, no tiene efecto sobre el otro lado y cada uno se

estudia por separado.

Algunos de los métodos de control de pozos mantienen una presión constante en el

fondo del pozo y más conocidos son:

➢ Método del perforador.

➢ Método de esperar y densificar.

➢ Método concurrente.

➢ Método Volumétrico.

➢ Método de Lubricar y Purgar.

➢ Método de Circulación Inversa.

➢ Método Bullheading.

6.1 INFORMACIÓN DEL BROTE Para aplicar el método de control de pozo requerido se debe contar con la siguiente

información:

➢ Registro de las presiones de cierre del pozo.

➢ Registro previo de información.

➢ Registro del comportamiento de presión y volumen.

➢ Gasto de bombeo y presión reducida.

➢ Densidad del fluido para obtener el control del pozo.

➢ Presiones de circulación al controlar al pozo

85

6.1.1 REGISTRO PREVIO DE INFORMACIÓN

La siguiente información que debe estar disponible es la siguiente:

➢ Máxima presión de la bomba.

➢ Presión del conjunto de preventores.

➢ Capacidad de desplazamiento de bombas.

➢ Volumen de presas.

➢ Volumen correspondiente a condiciones superficiales.

➢ Densidad específica del lodo actual.

➢ Geometría de la sarta.

86

6.2 METODO DE ESPERE Y PESE (DEL INGENIERO)

El método de espere y pese también conocido como método del Ingeniero implica que con

el pozo cerrado se tiene que esperar mientras se prepara lodo con la densidad adecuada

de control y así controlar la presión hidrostática con la presión de la formación, tanto como

recabar los datos necesarios y realizar los cálculos para controlar el pozo. La elaboración

de mezclas adecuadas adicionadas con barita que se necesita para mantener la densidad

del fluido constante mientras el fluido se circula; cuando el fluido se desplaza hacia debajo

de la sarta, la presión de circulación en la TP se tiene que ajustar de acuerdo con una

gráfica obtenida en la cedula de bombeo. Una vez que el fluido de control está en la barrena,

la presión final de circulación se mantiene constante hasta que el fluido alcance la

superficie. Para cerciorarse de que los cálculos son correctos, se cierra el pozo cuando el

fluido de control llega a la barrena, si la presión fue balanceada la PFTP debe ser cero.

FIGURA 27. PRESIÓN DE BOMBEO MÉTODO DEL INGENIERO.

87

Procedimiento.

1. Abra el estrangulador y (iniciar el contador de emboladas) simultáneamente inicie el

bombeo del lodo con densidad de control a un gasto reducido.

2. Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el espacio anular a la presión de cierre

de la tubería de revestimiento.

3. Mantenga la presión en el espacio anular constante, con ayuda del estrangulador, hasta

que la densidad de control llegue a la barrena.

4. Cuando el lodo de control llegue a la barrena, lea y registre la presión en la tubería de

perforación.

5. Mantenga constante el valor de presión en la tubería de perforación, auxiliándose del

estrangulador; 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 llegue a la superficie.

7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.

8. Lea y registre las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento.

9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo estará bajo control. Si las presiones son

iguales entre sí, pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado no fue la suficiente

para controlar el pozo, por lo que se deberá repetir el procedimiento con base en las

presiones registradas. Si la presión en la tubería de perforación es igual a cero, pero en

tubería de revestimiento se registra alguna presión, será indicativo que no se ha desplazado

totalmente el espacio anular con la densidad de control (o que hubo ingreso adicional de

fluidos de la formación al pozo).

88

FIGURA 28. EMBOLADAS ACUMULADAS DE BOMBA.

VENTAJAS

➢ Menor esfuerzo en el equipo.

➢ Menor tiempo de circulación con el estrangulador abierto.

➢ Solo requiere una circulación, lo que implica menor tiempo para controlarlo.

DESVENTAJAS

➢ Hay que recurrir al método volumétrico para compensar el efecto de migración de

gas.

➢ Si se requiere un gran aumento de densidad del fluido de perforación, es difícil de

realizarse de manera uniforme en una etapa.

89

6.3 METODO DEL PERFORADOR

En el método del perforador, el fluido invasor se circula hacia fuera del pozo usando el lodo

existente.

Se requieren dos circulaciones completas como mínimo para este método.

En la primera circulación se expulsa el brote hacia superficie.

En la segunda circulación se llena el pozo con lodo de control.

Para este método se requiere mucha experiencia de la persona que estará controlando el

estrangulador.

FIGURA 29. PRESIÓN DE BOMBEO, MÉTODO DEL PERFORADOR.

La circulación comienza al abrir el estrangulador y aumentar la velocidad de bombeo

al gasto preseleccionado, mientras la presión en TR se ajusta reduciéndose como mínimo

en un valor la caída de presión por fricción en la línea de estrangular. Cuando el gasto de

control se alcanza la presión en la TP se mantiene constante a la presión inicial de

circulación calculada. Una vez que el fluido invasor es expulsado y aparece fluido limpio en

la salida del estrangulador, se paran las bombas cerrando de nuevo el pozo. Cuando esto

sucede las presione en TP y TR deben ser iguales. Se incrementa la densidad del fluido a

la densidad de control manteniendo el pozo cerrado.

90

Cuando el fluido se encuentra listo, se inicia la segunda circulación usando el mismo

gasto, como el fluido que se circula hacia el fondo es más denso la presión en TR se debe

mantener constante o ligeramente mayor a la presión del último cierre menos la presión por

fricción en la línea de estrangular, hasta que la TP esté completamente llena de fluido con

la densidad de control. Simultáneamente con esto la presión en TP se reduce a la presión

final de circulación, la cual se mantiene constante hasta que el nuevo fluido alcance la

superficie, en este punto el pozo debe controlarse (presiones en TP y TR igual a cero) y las

operaciones normales pueden continuar.

Primera circulación (con densidad original).

1. Registre presiones estabilizadas en TP y TR.

2. Lentamente inicie el bombeo y abra el estrangulador para alcanzar el gasto reducido

(EPM) y la presión que se observó al cierre en TR.

3. Obteniendo lo anterior registre la presión en TP.

4. Mantenga esta presión en la TP constante, manipulando el estrangulador hasta

desalojar el brote. Si el pozo lo permite maneje un margen de seguridad de 0 – 100

(lb/pg2).

5. Después de desalojar el brote, simultáneamente cierre el pozo y pare el bombeo.

El pozo debe quedar con presiones iguales en TP y TR. Estas presiones también deben

ser iguales como mínimo a la registrada al cierre estabilizado de TP. Ahora el pozo no

contiene algún brote, pero aún no está controlado.

91

FIGURA 30. EMBOLADAS ACUMULADAS DE BOMBA 1ERA. CIRCULACIÓN

Segunda circulación (con densidad de control).

1. Las presiones en TP y TR deberán ser iguales.

2. Lentamente inicie el bombeo reducido y la presión inicial de circulación,

monitoreando las presiones y emboladas calculadas en la cedula de bombeo,

operando el estrangulador.

3. A llegar el lodo de control a la barrena se registra la presión observada en la TP;

ahora bien, está presión es la que se debe mantener hasta que el lodo de control

llegue a la superficie.

4. Pare la bomba, simultáneamente cierre el pozo y verifique ambas presiones.

5. Si las presiones son iguales a cero. Usted ha controlado totalmente el pozo.

6. Si las presiones son desiguales entre sí, pero mayores a cero, la densidad del lodo

bombeado no fue la suficiente para controlar el pozo, por lo que se debe repetir el

procedimiento con base en las presiones registradas.

7. Si la presión en la tubería de perforación es igual a cero, pero en la tubería de

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Pre

sió

n (

psi

)

Emboladas acumuladas de bomba

1era. Circulación.

Presión en TP Presión en TR

Se mantiene constante la presión de circulación y la presión en TP mientras el gas se circula desde el pozo

La presión en TR llega a su máximo cuando el gas llega a superficie

Ambas presiones deberán ser iguales al cerrarse el pozo

92

revestimiento se registra alguna presión, será indicativo que no se ha desplazado

totalmente el brote del espacio anular con la densidad de control (o que hubo ingreso

adicional de fluidos de la formación al pozo).

FIGURA 31. EMBOLADAS ACUMULADAS DE BOMBA 2DA. CIRCULACION.

VENTAJAS:

➢ Simple.

➢ Menos cálculos matemáticos.

➢ Mínimo tiempo de espera.

➢ Se puede comenzar el control inmediatamente.

➢ No necesita demasiada información.

DESVENTAJAS:

➢ Se producen altas presiones en superficie.

➢ Depende en mayor parte de la experiencia del operador al manejar el estrangulador.

➢ El pozo se encuentra más tiempo bajo presión.

➢ Mucho tiempo de estrangulamiento.

➢ Requiere mayor tiempo debido las dos circulaciones.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Pre

sió

n (

psi

)

Emboladas acumuladas de bomba

2da. Circulación.

Presión en TP Presión en TR

La presión en la TR permanece constante mientras el lodo de control se bombea hasta la barrena

Las presiones llegarán a 0 cuando la operación haya finalizado.

La presión en TR disminuye al bombearse el lodo a superficie

93

6.4 METODO 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. Se registra 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 barrera se siente la Pfc, por lo que se debe mantener la presión

constante hasta que el lodo densificado alcance la superficie.

Este método puede usarse de inmediato al conocer las presiones de cierre y sobre todo

es recomendable cuando se requiera una densidad de lodo alta. El número de circulaciones

será en función del aumento 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.

94

FIGURA 32. EMBOLADAS ACUMULADAS DE BOMBA. MÉTODO CONCURRENTE.

VENTAJAS:

➢ Mínimo de tiempo sin circulación.

➢ Método adecuado cuando se requieren grandes aumentos en la densidad de lodo.

➢ Hay menos presión en la TR en comparación al método de perforador.

➢ Se puede cambiar fácilmente al método del ingeniero debido a que el

procedimiento es muy similar.

DESVENTAJAS:

➢ Los cálculos son más complejos.

➢ Se requiere de mucha destreza para ejecutar este método.

➢ Requiere mayor tiempo de circulación con el estrangulador.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Pre

sió

n (

psi

)

Emboladas acumuladas de bombaPresión en TP Presión en TR

Las presiones llegarán a 0 cuando la operación finaliza

La presión en TR aumenta cuando el brote ha llegado a superficie

PIC

PFC

La presión en TP aumenta debido a la entrada de fluido de

control.

95

6.5 METODO VOLUMÉTRICO

No es un método para matar, pero controla la presión del fondo del pozo y permite que el

brote migre sin causar daños ni al pozo ni a la TR. Este método está basado en asumir que

el fluido invasor es gas y que circula hacia la superficie.

En este método el estrangulador es abierto y cerrado por etapas para purgar el fluido

invasor de gas. Es realizado respecto a las presiones de poro y fractura como margen de

error.

Se permite la expansión del gas mientras se mueve hacia la superficie mientras que la

presión de fondo es mantenida más o menos constante.

Las condiciones principales son indicadas a continuación:

1. Ausencia de tubería en el pozo.

2. Tubería en el pozo, pero con condiciones anormales las cuales impiden la

circulación:

➢ Taponamiento de las toberas de la barrena.

➢ Problemas con la bomba o con el circuito de superficie.

➢ Obstrucciones en el anular.

➢ Problemas de wash out en el TP sobre el influjo de gas.

El propósito de este método es levantar el volumen de gas desde el fondo del pozo hasta

justo bajo de los preventores manteniendo la presión de fondo constante.

Procedimiento:

1. Cerrar el pozo.

2. Determinar el factor de seguridad. Comúnmente entre 50 a 200 psi.

3. Registrar el incremento de presión. Esta presión se usa como la presión de

trabajo mientras se está aplicando el método Volumétrico, y debe ser igual al

valor de la presión hidrostática del lodo purgado durante cada paso.

4. Incremento de lodo. Es el volumen de lodo purgado desde el anular para reducir

96

la presión hidrostática por cada cantidad de Incremento de presión.

5. Permitir el incremento de presión en la TR hasta el factor de seguridad, pero no

propasarlo.

6. Mantener la presión de TR constante mientras el incremento de lodo es purgado.

7. Esperar la migración del gas en superficie. Esto ocasiona un incremento de

presión en TR hasta el valor de PI+FS.

8. Repetir los pasos 6 y 7 hasta que el gas haya migrado completamente.

6.6 METODO LUBRICAR Y PURGAR

El Método de Lubricación y Purga se usa cuando el fluido de kick llega hasta la cabeza de

pozo. El método se aplica en pozos donde no puede efectuarse la circulación; donde las

altas presiones elevan sus valores permisibles en la superficie o cuando el interior de la

sarta de perforación tenga obstrucción al haberse solidificado un tapón.

El método de lubricación permite expulsar el influjo de gas que se encuentra bajo los

preventores manteniendo la presión de fondo constante. Este es el complemento natural

del método volumétrico.

Se usa cuando el brote es gas y al encontrarse éste en superficie, un determinado

volumen de lodo puede bombearse dentro de la línea de matar, se hace una pausa de

varios minutos (entre 10 y 30 minutos), para que el gas migre a través del nuevo lodo;

entonces se purga una cantidad de gas al exterior del pozo.

Las etapas se repiten (lubricar y purgar) hasta que el gas ha sido remplazado por el

lodo; este se precipita y va formando una columna hidrostática. El método no controla

completamente un pozo, pero si permite disminuir la presión en superficie, mientras se

coordinan las siguientes operaciones o se instala en el pozo una unidad de equipo de

Snubbing para trabajar bajo condiciones de presión.

Debe darse un tiempo razonable para que el fluido comience a ejercer presión

hidrostática. Puesto que se está “adicionando” una columna hidrostática en el interior del

pozo; puede purgarse la “contrapresión” en una cantidad igual al aumento de la Ph. Para

comenzar la lubricación y el purgado, debe inyectarse lodo al pozo, el cual deberá

97

cuantificar contando el número de emboladas o por medio del tanque de viajes (si está

instalado); con el fin de calcular la longitud del lodo bombeado. Obteniendo este valor podrá

estimarse el aumento en (kg/cm2) de la presión hidrostática, para que este valor sea la

presión a purgar en la superficie. Es necesario mantener las presiones al mínimo, ya que al

no darse tiempo para que descienda el lodo, puede suceder que se pierda fluido al

comenzar a purgar el pozo en la superficie (por lo consiguiente la Ph). La espera debe

cuidarse sobre todo cuando el pozo es profundo.

La secuencia de lubricar lodo es esperar a que forme una columna hidrostática, y

luego purgar el incremento aplicado, se repetirá hasta calcular que el espacio anular está

lleno y se haya disminuido la presión en TR hasta 0 (kg/cm2).

6.7 METODO CIRCULACIÓN INVERSA

Cuando se efectúa un control de pozo con la técnica de circulación inversa como su nombre

indica es lo contrario a una circulación directa. La bomba se prepara para bombear por el

interior del espacio anular de la TR y su retorno es a través de la tubería hacia el múltiple

de estrangulación.

Para su aplicación los principios son los mismos a cualquier método de presión de

fondo constante. Para este caso no se establecen presiones, ni régimen de circulación.

Durante la operación se revisa el manómetro de la TR para controlar la presión de

fondo del pozo. Al aumentar la bomba de lodos se estabiliza la presión de fondo y se

establece una determinada presión de circulación. Ahora la contrapresión se ejerce por la

tubería de perforación por medio del estrangulador correspondiente.

VENTAJAS:

➢ Es el cambio más rápido y corto para circular del fondo a superficie.

➢ El brote de un fluido se desaloja fuera del pozo de manera segura.

➢ De presentarse problemas, este queda dentro de la tubería de mayor resistencia.

98

➢ En operaciones de reparación (Workover); el fluido empacador confinado en el

espacio anular es bastante denso y viscoso dado que sus características pueden

controlar la formación, sin tener que recurrir a preparar grandes volúmenes en

superficie.

➢ En operaciones de control, las pérdidas de presión por fricción son menores.

DESVENTAJAS:

➢ En operaciones de perforación en algunas formaciones débiles, es posible que no

soporten la presión adicional. Para operaciones de reacondicionamiento (workover)

debe determinarse el estado de la TR y sus condiciones; dado que al intentar altos

regímenes de bombeo da por consecuencia altas presiones.

➢ Si la tubería tiene gas se tienen trastornos a fin de establecer y regir parámetros de

bombeo y de presión. Si lo hay en la TR, la presión de bombeo puede aumentar.

➢ Si el sistema circulatorio tiene densidades diferentes, causaran complicaciones para

determinar las presiones por ejercer.

➢ No es recomendable usar esta técnica cuando se considere el riesgo de taponar con

recortes, residuos u otros materiales, aberturas de circulación, orificios y las toberas

de la barrena.

➢ En la circulación el gas llega a superficie demasiado rápido que en una circulación

directa; al tener la bomba operando a la velocidad deseada, por lo que debe tenerse

el tiempo de atraso de la TP disponible para mantener constante la presión en TR

hasta desplazar el volumen completo de en tubería.

➢ Se pueden tener complicaciones al usar esta técnica si el fluido no tiene la densidad

apropiada para controlar la formación, debe determinarse si será desplazada la

tubería y el espacio anular y posteriormente se densifica o se utiliza el método de

densificar y esperar. Si es un fluido empacador con elevada densidad se puede

presentar una pérdida de fluido o fractura de la formación.

99

➢ Debe prepararse y aplicar una hoja de control con su cedula de trabajo contra

emboladas, con la finalidad de usarse como guía. Si la tubería está llena con gas de

la formación, mientras se circula con el fluido de control, no pueden calcularse con

precisión las variaciones de las pérdidas de presión por fricción.

Bajo estas condiciones se puede calcular el incremento estimado en la tubería y este

valor puede disminuirse en la presión del estrangulador.

6.8 MÉTODO BULLHEADING

Este método consiste en bombear contra formación la capacidad de la tubería de la sarta

de perforación o a través de un aparejo de producción o sarta de perforación.

Se lleva a cabo este método cuando no hay obstrucciones en la tubería y puede

lograrse la inyección de los fluidos del pozo, dentro de la formación sin exceder ningún

límite de presión. Se desplaza todo el volumen en el interior de la tubería con la cantidad

necesaria de un fluido de perforación o de reparación.

Durante la etapa de perforación del pozo, cuando se presenta un brote y dependiendo

de las condiciones se puede usar esta técnica.

PROCEDIMIENTO:

➢ Determinar las presiones de las tuberías con el pozo cerrado, TP y TR con su límite

de cada una a la presión interna.

➢ Tener los cálculos de volúmenes que se pretenden bombear. Elaborar una hoja de

control de brotes con cédula de trabajo contra el total de emboladas para desplazar

los fluidos hasta el extremo de la tubería o la barrena.

➢ Al iniciar la operación, la bomba debe superar la presión del pozo, la cual puede ser

mayor que la presión de la TP al cerrar el pozo (PCTP). A medida que la presión

reducida de circulación se inyecta contra formación la medición en el manómetro,

disminuye conforme el fluido de control se acerca a la formación.

➢ Al llegar el fluido a la formación al no ser del mismo tipo del brote, causa una

100

resistencia a la inyección contra formación incrementando la presión de bombeo.

➢ Cuantificar el total de emboladas y parar la bomba.

DESCRIPCIÓN DE LOS EVENTOS:

➢ Cuidar en no rebasar ninguna presión máxima permisible, así como los valores

de la hoja para el control de brotes y lectura en los manómetros.

➢ Si en los cálculos se previno un sobre desplazamiento del fluido de control se

inyectará en la misma etapa.

➢ Si el pozo registra presión, sucedió que el gas migro hacia arriba durante el

bombeo contra-formación o bien el fluido usado no tenía la densidad requerida.

Por lo que se debe evitar no fracturar la formación a la profundidad de la zapata

en la TR y en los demás puntos del sistema de control.

➢ En operaciones de mantenimiento de pozos (workover) el inyectar contra-

formación (Bullheading) puede tener limitaciones, en función al intervalo

productor en explotación y condiciones de yacimiento cuando se pretende aplicar

este método.

➢ Al aplicar el método en el interior de la tubería, es recomienda represionar el

espacio anular en la TR a fin evitar una ruptura en el exterior de la TP. Por lo que

debe tenerse registradas las operaciones internas a su límite de ruptura para no

excederse.

➢ El gas es un fluido más penetrable en función al aceite y agua salada. Por lo que

puede ser menos necesario fracturar si el brote es gas.

➢ El gas siempre causa problemas de migración, siendo recomendable agregarle

al fluido de control viscosificantes que retarden este proceso durante la operación

de control.

➢ El yacimiento puede tener baja permeabilidad y tal vez se requiera exceder la

101

presión de fractura, sin llegar al límite de ocasionar una pérdida de circulación.

➢ El Bullheading no se limita a bombear por el espacio anular. Sin embargo, las

fricciones en este espacio son considerablemente menores que por dentro de la

tubería de perforación. Esto permite una mayor disponibilidad en la presión de

bombeo por el espacio anular, cuando se efectúa una operación contra

formación. Los siguientes aspectos debe tomarse en cuenta:

▪ El brote puede estar arriba de una zona muy débil del pozo.

▪ El lodo puede bombearse a un alto gasto con lo que el gas migre hacia arriba.

▪ Suficiente permeabilidad o fracturas inducidas o naturales pueden presentarse

al forzar contra formación los fluidos.

▪ Si la permeabilidad presente es suficiente y no se desea incluir una fractura

adicional, las presiones en superficie no deberán excederse al tener en

consideración las presiones de fractura calculadas.

6.9 MÉTODO EMPLEANDO EL EQUIPO SNUBBING

Frecuentemente, la instalación de equipos Snubbing tiene como objetivo el controlar un

pozo, el cual se cerrará. 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 una fractura de la formación del fondo del pozo y el pozo este

fluyendo de manera subterránea.

Para el uso de equipo snubbing en el control de pozos se presentan algunas técnicas

que podrán ser utilizadas para mantener las presiones del pozo a niveles seguros durante

la implementación del equipo, cuando la tubería este fuera del pozo o mientras se está

viajando.

El utilizar equipos o métodos correctos en el control de pozos es un factor muy

importante cuando se realizan con snubbing. Por definición, presión en superficie y

capacidad de fluir son las características que deberán tener los pozos en donde

102

implementaremos las operaciones con snubbing. En algunas ocasiones las operaciones

con snubbing vienen de las dificultades en el control de pozos. El mantener controlado el

pozo significa que las presiones en todas las profundidades se mantienen debajo de la

capacidad del equipo utilizado. Dependiendo de las condiciones de pozo, las presiones

excesivas darán como resultado que el equipo superficial presente fallas, así como también

en tuberías u fracturas de las formaciones expuestas

Se logrará el control de un pozo mediante los preventores de reventones, y

empleando operaciones de desfogue o bombeo, esto para mantener las presiones del pozo

a niveles aceptables.

Uso del Equipo Snubbing.

En la normal, el control primario del pozo se logra mediante el fluido del pozo que

proporciona presión 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 combinación 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.

Es importante prevenir la entrada de fluido en la formación con operaciones

normales, para prevenirlo tenemos la siguiente ecuación:

Pformacion ≤ prof x densidad del lodo / 10

FIGURA 33. COMPARATIVO DE CONTROL DE POZOS.

103

Cuando se realizan las operaciones con snubbing, esto se convierte en:

Pformacion ≤ prof x densidad de lodo/10 + Ps Los factores que previenen la entrada de fluido de formación en operaciones normales son

presión de formación, profundidad de formación y la densidad del fluido en el pozo. Pero

para la implementación de equipo snubbing un factor adicional será la presión superficial.

FIGURA 34. COMPARATIVO DE PRESIONES.

Se muestra una curva de la presión en el pozo con profundidad para los casos de snubbing

y operaciones normales. Podemos apreciar que la presión en todos los puntos por arriba

de a profundidad total, en el caso de snubbing, es mayor que la presión en las operaciones

normales.

FIGURA 35. EQUIPAMIENTO PARA EL CONTROL DE POZOS CON SNUBBING.

104

CAPÍTULO 7 CASO PRÁCTICO

105

7.1 CASO PRÁCTICO

La industria petrolera mundial ha experimentado un bajo índice de brotes en aguas

profundas. En pozos someros se han registrado casos en la zona del Golfo de México de

ahí la importancia de su estudio.

Las consecuencias de un brote en aguas profundas serían severas. Por esto resulta

interesante conocer cómo se puede prevenir el riesgo de un brote y los diferentes

escenarios en que este puede ocurrir.

Basándose en ejemplos de casos sucedidos en el Golfo de México y en tierra, el brote

en la tubería de perforación es el más común de todos.

7.1 PROCEDIMIENTO PARA EL CONTROL DE UN BROTE.

En el proceso de la perforación de cualquier pozo petrolero, en ocasiones se presentan

ciertas condiciones propias y características de cada campo que se esté perforando; las

cuales si no se está preparado adecuadamente para resolverlas en el momento oportuno

generan una serie de trastornos durante el desarrollo de los trabajos; los cuales van desde

el aspecto económico hasta la seguridad propia de las personas que en la operación

intervienen.

7.2 INDICADORES DE BROTES POR EL MÉTODO FÍSICO – QUÍMICO.

1. Disminución de la densidad del fluido.

2. Aumento en la viscosidad marsh (cuando es flujo de agua salada y el fluido es base

agua y/o aceite).

3. Disminución en la viscosidad marsh (cuando es flujo de agua dulce y el fluido es

base agua).

4. Aumento del filtrado (para cualquier tipo de fluido).

5. Aumento de la reología (cuando es flujo de agua salada y el fluido es base agua y/o

aceite).

106

6. Disminución de la reología (cuando es flujo de agua dulce y el fluido es base agua).

7. Aumento del % de agua (cuando es cualquier flujo de agua y cualquier tipo de fluido).

8. Aumento del % de aceite (cuando es flujo de aceite y cualquier tipo de fluido).

9. Disminución de la relación aceite – agua (cuando es cualquier flujo de agua).

10. Incremento de la relación aceite – agua (cuando es flujo de aceite).

11. Incremento de salinidad (cuando es flujo de agua salada y cualquier tipo de fluido).

12. Disminución de la salinidad (cuando es flujo de agua dulce y cualquier tipo de fluido).

13. Disminución de la alcalinidad (cuando es por gas y tenga cualquier tipo de fluido).

14. Disminución drástica de la estabilidad eléctrica (cuando es flujo de agua y el fluido

es base aceite).

15. Además, cuando se trata de fluido base aceite se observa físicamente aspecto

opaco, arenoso, pastoso y grumoso.

7.3 PROCEDIMIENTO DE CIERRE DE POZO (AL DETECTAR UNO O MÁS INDICADORES DE BROTES)

1. Suspender bombeo y observar pozo.

2. Dependiendo de la magnitud del flujo y de la operación actual (metiendo, sacando,

perforando, etc.) decida controlar a esa profundidad.

3. Si está viajando y el pozo lo permite, quite la válvula de pie y baje la mayor cantidad

de tubería para controlar el pozo con menor densidad.

4. Evalué siempre el estado del pozo y la magnitud del flujo para continuar bajando.

5. Recuerde tener siempre la válvula de pie en condiciones y en ocasiones se tiene la

T.P. combinada por lo que se recomienda asegurar tener cada tipo de T.P.

6. Abra la válvula hidráulica (estrangulador) del carrete de control, para que al cierre

del pozo no se presente el golpe de ariete y no dañe su conjunto de preventores y

también no induzca una pérdida.

7. Cierre el preventor esférico.

8. Cierre las válvulas del carrete de control.

9. Registre presiones de T.P. Y T.R. hasta estabilizarse; dos valores en cada rama son suficientes.

10. Calcule el estrangulador requerido.

107

Donde:

E = Diámetro del estrangulador.

3.18 = Factor.

DENS = Densidad inicial.

Q = Gasto en gpm.

PRC = Presión reducida de circulación.

0.25 = Factor.

1. Prenda el mechón del quemador.

2. Desfogue o descabece el pozo por el árbol estrangulador y bombee lodo con la

densidad actual, (manteniendo el mismo peso y verificando continuamente), a la

mitad del gasto normal hasta un volumen igual al del interior de la T.R. más un 25

%).

3. Pare la bomba y cierre las válvulas del carrete de control.

4. Registre y anote las nuevas presiones estabilizadas, asegúrese de no cerrar las

válvulas del carrete de control mientras la bomba está en movimiento, puede

proporcionar mediciones erróneas o inclusive inducir una pérdida.

5. Calcule la nueva densidad (densidad de control):

0.25

E = 3.18 (DENS) (Q) PRC

10 * P.C.T.P. DC = + Di + 0.03 PROFUNDIDAD

108

Donde:

DC = Densidad de Control.

P.C.T.P. = Presión de Cierre en T.P.

0.03 = Factor de Seguridad.

Di = Densidad de control inicial

6. Acondicione el fluido a la densidad calculada y asegúrese de tener volumen

suficiente por si tiene que separar o quemar algo de volumen.

7. Establezca cédula de bombeo o de presiones.

8. Bombee y elimine el fluido invasor registrando densidades de entrada y salida, así

como volúmenes cada 10 minutos.

7.4 PROCEDIMIENTO PARA ELABORAR CEDULA DE BOMBEO: CALCULAR

1. Presión inicial de circulación. (P.I.C.) (kg/cm2).

Donde: Ptp = Presión de cierre registrada en la T.P. Pr = Presión reducida de circulación; está en función a las E.P.M. y se obtiene de la lectura en el manómetro de stand pipe.

2. Presión final de circulación. (P.F.C.) (kg/cm2)

Donde: Dc = Densidad de control. Di = Densidad inicial. Pr = Presión reducida de circulación; está en función a las E.P.M. y se obtiene de la

lectura en el manómetro de stand pipe.

PIC = Ptp + Pr

PFC = (Dc) (Pr) Di

109

3. Emboladas finales (E.F.) Donde:

CITP = Capacidad interior en T.P. (lts). Q = gasto (lts/emb).

4. Tiempo de bajada (T.B) (Min)

Donde:

CITP = Capacidad interior en T.P. (Lts). Q = Gasto (Lts/Min).

5. Tiempo de inicio (T.P.I) (Min).

Donde:

TB = Tiempo de bajada. PIC = Presión inicial de circulación.

PFC = Presión final de circulación. 5 = Disminución de presión en cada paso (Constante).

6. Emboladas de inicio (E.P.I).

Donde:

EPM = Emboladas por minuto. TPI = Tiempo para iniciar.

EF = C.I.T.P. Q

TB = C.I.T.P. Q

TPI = (TB) (5) (PIC) – (PFC)

E.P.I = (EPM) (TPI)

110

7. Elaboración de cedula de bombeo.

EMBOLADAS TIEMPO PRESIÓN

E.P. I T.P. I P.I.C

E-1 T-1 P-1

E-2 T-2 P-2

E-3... T-3… P-3...

E.F. T.B. P.F.C

.

E-1 = E.P.I + E.P.I E-2 = E.P.I + E-1 E-3 = E.P.I.+ E-2 T-1 = P.I.C. + T.P.I. T-2 = T.P.I. + T-1 T-3 = T.P.I. + T-2 P-1 = P.I.C. - 5 P-2 = P-1 - 5 P-3 = P-2 - 5

Tipo de flujo invasor:

Calcular:

1 ) Longitud de la burbuja. (L.B)

Donde:

LDC = Longitud de los Drill Collars. (Mts).

V P = Incremento de volumen en presas. (Lts).

V A = Volumen anular en la long. de los D.C. (Lts/mts).

CTP = Volumen anular de la long. de la T.P. (Lts/mts).

LB = LDC + VP - VA CTP

111

2 ) Tipo de flujo invasor (X).

Donde:

DL = Densidad del lodo (gr/cc).

PTR = Presión en TR.

PTP = Presión en TP.

LB = Long. burbuja.

De acuerdo a la densidad resultante se determina el tipo de flujo invasor.

Densidades:

Agua dulce = 1.00 gr/cc

Agua salada = 1.03 gr/cc

Aceite = 0.85 gr/cc

Gas = 0.03 gr/cc

7.5 GRADIENTES Y PRESIONES. Definición.

Los fluidos que se tiene dentro de las formaciones geológicas ejercen presiones, la

magnitud de estas presiones están directamente relacionadas con:

➢ Tipo de fluido contenido en estas formaciones.

➢ Porosidad.

➢ Permeabilidad.

➢ Ambiente geológico con que fueron depositados.

X = DL - (PTR - PTP) * 10 LB

112

A la presión que ejercen estos fluidos se le llama “gradiente de presión “.

Gradiente de presión. Es la presión del fluido a cualquier profundidad dividido por

esa profundidad.

Factores que dan origen al gradiente de presión:

➢ Compactación.

➢ Movimientos tectónicos.

➢ Profundidad de sedimentación.

➢ Velocidad de depositación.

➢ Espesor de la formación.

➢ Temperatura.

➢ Alteraciones (metamorfosis) de la roca.

➢ Ambiente de depósito.

Gradiente de presión anormal. Es aquel que rebasa la presión hidrostática del

agua salada.

Ventajas que se obtienen al determinar el gradiente de presión (GP).

➢ Programación eficaz del pozo.

➢ Velocidades máximas de penetración utilizando la densidad mínima.

➢ Selección segura y económica para asentar la T.R.

➢ Problemas mínimos de pérdidas de circulación y/o brotes.

➢ Mejor evaluación y compresión geológica de las formaciones atravesadas.

Se ha calculado un gradiente de presión de 0.231 kg/cm2/mts.

“teórico “para los campos petroleros de México.

113

Gradiente de presión. (G.P.) (Kg/cm2/mts).

Gradiente de fractura. (G.F.) (Kg/cm2/mts),

Presión de formación. (P.F.) (Kg/cm2).

Donde: PH = Presión hidrostática.

PS = Presión en superficie.

PF = Presión de formación.

GP = P.F. PROFUNDIDAD

GF = PH + PS .

PROFUNDIDAD

PF = PH + PS

114

7.2 EJEMPLO DE APLICACIÓN

DATOS DEL POZO

DIAMETRO DE LA BARRENA 6 pg. (3 TOBERAS DE 14/32)

HERRAMIENTA DE 6 PG LONGITUD 32.29 m (D.I. = 3.5 pg.)

TP 5 pg., 25.60# LONGITUD 1025m (D.I. = 4 pg.)

TP 3.5 pg., 15.60# LONGITUD 1350 m (D.I. = 2.602 pg.)

HW 3.5 pg,26.00# LONGITUD 167 m (D.I. = 2.063 pg.)

PROFUNDIDAD DEL POZO 2770 m

TR 9 5/8 pg. CEMENTADA 1420 m (D.I. = 8.581 pg.)

LINER DE 7 PG 1270 -2623; 6.184 pg.

DENSIDAD DE LODO 1.06 gr/cm3

PRESIÓN REDUCIDA DE

CIRCULACIÓN

40 kg/cm2 a 28 emb/min

PRESIÓN DE CIERRE EN TP 37 kg/cm2

PRESIÓN DE CIERRE EN TR 30 kg/cm2

INCREMENTO DE VOLUMEN EN

PRESAS

3180 lt

PROFUNDIDAD DEL BROTE 2460

FACTOR DE FLOTACIÓN 0.83

TABLA 10. INFORMACIÓN DEL POZO.

115

ESTADO MECÁNICO DEL POZO

FIGURA 36. ESTADO MECÁNICO.

FACTORES DE CAPACIDAD INTERIOR

Factor de capacidad = 0.5067 (DI)2

TP5 pg, 25.60# = 0.5067 (4.0)2 = 8.10 lt/m

TP3.5 pg 15.50# = 0.5067 (2.602)2 = 3.430 lt/m

HW 3.5 pg, 26.00# = 0.5067 (2.063)2 = 2.156 lt/m

Herramienta de 6 pg = 0.5067 (3.5)2 = 6.20 lt/m

116

Volumen interior de la tubería = factor de cap. * longitud de tubería

TP5 pg., 25.60# = 8.10 lt/m* 1025 m = 8,302.5 lt

TP3.5 pg. 15.50# = 3.430 lt/m * 1350 m = 4,630.5 lt

HW 3.5 pg., 26.00# = 2.156 lt/m *368 m = 793.408 lt

Herramienta de 6 pg. = 6.20 lt/m * 32.29 m = 200.198 lt

VOLUMEN TOTAL = 13,926.60 lt

FACTOR DE CAPACIDAD ESPACIO ANULAR

Factor de capacidad = 0.5067 (DE2-DI2)

TP5 pg, 25.60# = 0.5067 (9.6252 - 5.02) = 34.273 lt/m

TP3.5 pg 15.50# = 0.5067 (6.1842 - 3.52) = 13.17 lt/m

HW 3.5 pg, 26.00# = 0.5067 (6.1842 -.3.52) = 13.17 lt/m

Herramienta de 6 pg = 0.5067 (6.2-3.5)2 = 12.034 lt/m

Volumen en el espacio anular = factor de cap. * longitud de la tubería

TP5 pg, 25.60# = 34.273 lt/m * 1025 m = 35,129.825 lt

TP3.5 pg 15.50# = 13.17 lt/m * 1350 m = 17,779.5 lt

HW 3.5 pg, 26.00# = 13.17 lt/m * 368 m = 5,041.6 lt

Herramienta de 6 pg = 12.034 lt/m * 32.29 m = 388.57 lt

VOLUMEN TOTAL = 58,339.495 lt

DATOS DE LA BOMBA

Marca

Modelo

Diámetro de la camisa

Longitud de carrera

Emboladas máximas

Presión de operación a

Presión límite de operación

IDECO

T- 1300 triplex simple acción

6 ½

12 pg

130 emb/min

28 emb/min = 84 kg/cm2

228 kg/cm2

TABLA 11. CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA.

117

CAPACIDAD DE LA BOMBA

Q= 0.0386 * L * D2

Q= 0.0386 * 12 * (6.5)2 = 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumétrica

TIEMPO DE ATRASO

TA =Vol. interior TP

Q

TA =13,926.60 lt

17.61 lt/emb = 790.83 emb

Por lo tanto, el número de emboladas para desplazar el volumen de la TP =791.83

TIEMPO =790.83 emb

130 emb/min = 6’ 08”

CICLO COMPLETO

Cc =𝑉𝑜𝑙. 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

Q

Cc =72,266.095 lt

17.61 lt/emb = 4,106.03 emb

TIEMPO =4,106.03 emb

130 emb/min = 31´58”

DENSIDAD DE CONTROL NUEVA

DC = 10∗37

2770+ 1.06 + 0.03

Por lo tanto:

DC = 0.133 + 1.06 +0.03 = 1.223 gr/cm3

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

PIC = PR + PCTP

PIC = 40 + 37 = 77 kg/cm2 a 28 emb/min

10 * P.C.T.P. DC = + Di + 0.03 PROFUNDIDAD

118

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN

PFC = (PIC –PCTP) * Dc

Di

PFC = (77 – 37) * 1..223

1.06 = 46.150 kg/cm2 a 28 emb/min

CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS

LB = Incremento de volumen en las presas

Capacidad del espacio anular

Capacidad del espacio anular entre agujero y herramienta

Herramienta de 6 pg. = 0.5067 (62-3.52) = 12.034 lt/m

Volumen espacio anular entre agujero y herramienta

12.034 lt/m * 32.29 m = 388.577 lt

Como 388.577 lt es menor con respecto al volumen del fluido invasor que entro

(3180 lt), entonces el brote quedo alojado en la sección: agujero herramienta y

agujero TP 3.5 pg., por lo que:

Capacidad espacio anular entre agujero y TP 3.5 pg, 15.50#

TP 3.5 pg. = 0.5067 (6.1842-3.52) = 13.17 lt/m

VOLUMEN ESPACIO ANULAR ENTRE AGUJERO Y TP 3.5 pg, 15.50# según

sarta de 6”

13.17 lt/m * 350 m = 4609.5 lt

LBHTA =388.577 lt

12.034 lt/m = 32.28 m

LBTP HW =4609.5 lt

13.17 lt/m = 350 m

LB = 350 + 32.28 = 382.28 m

119

DENSIDAD DEL FLUIDO INVASOR

Densidad del fluido invasor = Di – 10∗(PCTR−PCTP)

LB

Dens. Fluido invasor = 1.06 – 10∗(30−37)

382.28 = 1.243 gr/cm3

Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/cm3 este fluido se considera que es

agua salada.

Cantidad de barita necesaria para poder densificar el lodo

Núm. De sacos de barita =85 (Dc−Di)

4.25−Dc

Núm. De sacos de barita =85 (1.223−1.06)

4.25−1.223 = 4.57 scs/m3 de lodo

Si el volumen activo del lodo en el sistema es de 200 m3, la cantidad total de barita

será:

4.57scs/m3 * 200 m3 = 915.4 sacos de barita

Como cada saco pesa 50 kg

915.4 sacos * 50 kg/sc = 18.308 kg = 18.30 toneladas.

INCREMENTO DE VOLUMEN POR ADICIÓN DE BARITA

Inc. volume =Núm.de sacos totales

85

Inc. volumen =915.4

85 = 10.76 m3

CEDULA DE PRESIÓN DE BOMBEO

PIC – PFC = 77 – 45.60 = 30.85 kg/cm2

TIEMPO NECESARIO PARA ABATIR LA PRESIÓN EN TP 1 kg/cm2 DURANTE

EL BOMBEO DE LA Dc

Tiempo de desp.cap.interior

Reducción de presión=

6.08 min

30.85 kg/cm2 = 0.20 min/kg/cm2

EMBOLADAS NECESARIAS PARA ABATIR LA PRESIÓN EN TP 1kg/cm2

DURANTE EL BOMBEO DE LA Dc

Núm. de emb.para despl.cap.interior

Reducción de presión =

790.83

30.85 kg/cm3 = 25.63 emb/kg/cm2

120

Si se consideran 5 kg/cm2 como intervalo de reducción, se tendrá:

Para tiempo:

(0.20 min/kg/cm2) = 1 min

Para emboladas:

(25.63 emb/kg/cm2) (5kg/cm2) = 128.15 emb

Los valores registrados durante el control se deben vaciar en la cedula de

bombeo; como se muestra a continuación.

PRESIÓN

(kg/cm2)

TIEMPO (min) EMBOLADAS

PIC 77

72

67

62

57

52

0

1

2

4

5

6

0

128.15

256.3

384.45

512.6

640.75

PFC 46.150 7 768.9

TABLA 12. CÉDULA DE BOMBEO.

121

CONCLUSIONES

La decisión del método de control a seguir depende de las condiciones particulares

de cada caso.

Para nuestro análisis se concluyó el uso del método del ingeniero para el

control de este pozo. Debido a que al menor rango de variación en los parámetros

de bombeo y en el menor tiempo de control del pozo.

Si el fluido invasor es agua salada, el pozo puede cerrarse para aumentar la

densidad del lodo en presas. Sin embargo, aunque teóricamente no existe riesgo

de que se pegue la tubería por "presión diferencial", el derrumbe de la pared del

pozo frente al bache de agua salada se puede producir, con lo que se atrapa la

tubería.

Si el fluido invasor es gas, puede ser peligroso dejar cerrado el pozo en un

periodo largo (tiempo necesario para aumentar la densidad del lodo en presas) ya

que por diferencia de densidad el gas se mueve hacia arriba a una velocidad

promedio de 5 m/min. Si esto se produce, entonces la presión en la tubería de

revestimiento aumenta y como el gas no se expande en su ascenso, se puede

generar una presión en agujero descubierto suficiente para provocar la pérdida de

lodo hacia la formación, condición que agravaría el problema.

Cuando se controle un brote de gas, es recomendable después de bombear el

volumen total del sistema, bombear el 50% adicional del volumen anular, para

asegurarse de que no quede gas disuelto en el lodo, principalmente cuando se usa

fluido base aceite.

Si el fluido invasor es aceite, la condición más favorable es dejar el pozo cerrado

y aumentar la densidad en presas, ya que en este caso no existen los riesgos

señalados anteriormente.

122

CINCO RECOMENADACIONES POR LAS QUE SE DEBE USAR UNA

VELOCIDAD DE BOMBEO BAJA; AFÍN DE CONTROLAR EL BROTE

1.- Reducir la velocidad de bombeo a la mitad, para disminuir la presión de

circulación a la cuarta parte. En estas condiciones, se consume un cuarto de la

potencia, aliviando con esto el esfuerzo mecánico sobre el equipo.

2.- Tener la suficiente presión de reserva para la presión inicial de circulación.

3.- Al disminuir la velocidad de bombeo, se mejora el control en la densidad del lodo

en presas y a la entrada.

4.- Permitir mayor tiempo de reacción a los cambios de presión en el estrangulador,

o cuando se obtura el mismo.

5.- Considerar que la experiencia de campo indica que a velocidades de bombeo

moderadas se incrementa la confianza en el personal y en la operación de control.

*La presión de estrangulación debe ser constante cuando se desplace fluido

incompresible (agua o aceite) y variable cuando sea gas.

*Llenado insuficiente del pozo durante los viajes es una de las causas

predominantes de que ocurran los brotes.

A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel del lodo dentro del mismo

disminuye debido al volumen de acero extraído, y si el pozo no se llena con lodo, el

nivel de este decrece y por consecuencia también la presión hidrostática.

RECOMENDACIONES PARA DETECTAR UN BROTE

1.- Verifique constantemente la densidad de salida.

2.- Llene el pozo durante los viajes adecuadamente y verifíquelo.

3.- En un quiebre en la velocidad de perforación, observe el pozo sin bombeo para

verificar equilibrio hidrostático.

4.- En caso de duda, observe el pozo a bombas paradas.

123

RECOMENDACIONES PARA CONTROLAR UN BROTE

1.- Cierre el pozo tan pronto como sea posible.

2.- Registre las presiones instantáneas de cierre tanto en la TP como en TR,

evalué la presión de yacimiento, la densidad de control y la naturaleza de los

fluidos invasores.

3.- Use los estranguladores para controlar el pozo.

4.- Utilice presión y gasto reducido en el control del pozo.

5.- Se debe ejercer en el fondo del pozo una presión ligeramente mayor que la

presión del yacimiento durante el control del pozo.

Los preventores inferiores son de reserva, se debe usar solo en el caso de que

fallen los superiores o bien únicamente mientras se cambian arietes.

➢ Verifique una vez más que sea el diámetro calculado (estrangulador).

➢ Verifique la densidad de control.

➢ Verificar niveles en presas (deberá llevar durante la operación control y

estadística de volúmenes).

➢ Checar eficiencia de las bombas.

➢ Prender mechón en presa de quemar.

➢ Verificar que la línea al quemador esta destapada.

124

BIBLIOGRAFIA Y REFERENCIAS

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Centre), 2008.

2. Deepwater Well Planning, Design-Construction & Drilling Course (Pemex), 2003.

3. Drilling engineering deep water (Argonauta Training Services L.L.C.) 2006.

4. 100 años de control de brotes (Pemex).

5. Deep water challenges (Cameron), 2008

6. Programa de capacitación Wellcap (Pemex, PEP, UPMP).

7. Subsea wellhead system (Vetco), 2006.

8. Subsea book (FMC technologies) 2006.

9. Manual de procedimientos y normas para el control de brotes tomo I y II (Pemex).

10. Manual de instalaciones marinas de perforación y mantenimiento de pozos

(Pemex-IMP), 1992.

11. Practicas recomendadas para perforar, terminar, reparar y abandonar pozos

marinos (Pemex), 1995.

12. Manual de procedimientos operativos críticos de perforación marina (Pemex),

2005.

13. Manual técnico de fórmulas para trabajos de perforación y mantenimiento de

pozos marinos (Pemex), 2006.

14. Well control school’s book, Harvey Louisiana 2003.

15. Construcción de pozos en aguas profundas (Pemex, PEP, UPMP)., 2008.

16. Perforación y terminación de pozos en aguas profundas (BP), 2008.

17. Control de pozos en aguas profundas (Pemex, PEP, UPMP), 2008.

18. Curso de aguas profundas (MI SWACO), 2007.

19. Hydrate control during deep water drilling (SPE, 38567), 1997.

20. Deepwater Development Approaches For Mexico’s Deepwater & Ultra

Deepwater (bhpbillition), 2005.

125

ANEXOS DE FIGURAS Y TABLAS FIGURA 1. GADIENTES DE FORMACION. ...................................................................................................... 15 FIGURA 2. UBICACIÓN DE PÉRDIDAS DE PRESIÓN ....................................................................................... 18 FIGURA 3. SISTEMA DE CIRCULACIÓN .......................................................................................................... 22 FIGURA 4. EFECTO DE SONDEO .................................................................................................................... 38 FIGURA 5. ESTADÍSTICAS DE BROTES ........................................................................................................... 45 FIGURA 6. DESVIADOR DE FLUJO CON LÍNEAS DE DESFOGUE. ..................................................................... 54 FIGURA 7. DESVIADOR DE FLUJO EN UNA UNIDAD FLOTENTE (BARCO PERFORADOR O PLATAFORMA

SEMISUMERGIBLE ............................................................................................................................... 55 FIGURA 8. PREVENTOR ESFERICO HYDRILL TIPO GK. ................................................................................... 56 FIGURA 9. PREVENTOR ESFÉRICO CAMERON TIPO DL. ................................................................................ 57 FIGURA 10. EJEMPLO DE PREVENTORES DE ARIETES MARCA CAMERON TIPO U Y UM. .............................. 58 FIGURA 11. ARIETES PARA TUBERÍA MARCA CAMERON. ............................................................................ 59 FIGURA 12. ARIETES VARIABLES PARA TUBERÍA. ......................................................................................... 60 FIGURA 13. ARIETES CIEGOS. ....................................................................................................................... 61 FIGURA 14. ARREGLOS PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO 2M. .................................................................... 67 FIGURA 15. ARREGLOS PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO 3M Y 5M. ........................................................... 67 FIGURA 16. ARREGLOS PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO 10M Y 15M. ....................................................... 68 FIGURA 17. AREITES CIEGOS DE CORTE. ....................................................................................................... 68 FIGURA 18. ALGUNOS TIPOS DE EMPAQUETADURAS. ................................................................................. 72 FIGURA 19. CARRETES DE CABEZAL DE TUBERÍA. ........................................................................................ 73 FIGURA 20. CABEZAL DE TR SOLDABLE (REBAJADO) Y ROSCADO. ............................................................... 74 FIGURA 21. PSL MÍNIMO RECOMENDADO PARA PARTES PRINCIPALES DE CABEZALES Y ÁRBOL DE

VÁLVULAS............................................................................................................................................ 76 FIGURA 22. MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN TÍPICO. .................................................................................. 78 FIGURA 23. MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN TÍPICO PARA RANGOS DE PRESIÓN DE TRABAJO DE 2000 Y

3000 PSI. .............................................................................................................................................. 78 FIGURA 24. MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN TÍPICO PARA RANGO DE PRESIÓN DE TRABAJO DE 5000 PSI.

............................................................................................................................................................ 79 FIGURA 25. ESTRANGULADORES AJUSTABLES. ............................................................................................ 81 FIGURA 26. ESTRANGULADORES HIDRÁULICOS VARIABLES. ....................................................................... 82 FIGURA 27. PRESIÓN DE BOMBEO MÉTODO DEL INGENIERO. ..................................................................... 86 FIGURA 28. EMBOLADAS ACUMULADAS DE BOMBA................................................................................... 88 FIGURA 29. PRESIÓN DE BOMBEO, MÉTODO DEL PERFORADOR. ................................................................ 89 FIGURA 30. EMBOLADAS ACUMULADAS DE BOMBA 1ERA. CIRCULACIÓN.................................................. 91 FIGURA 31. EMBOLADAS ACUMULADAS DE BOMBA 2DA. CIRCULACION. .................................................. 92 FIGURA 32. EMBOLADAS ACUMULADAS DE BOMBA. MÉTODO CONCURRENTE. ........................................ 94 FIGURA 33. COMPARATIVO DE CONTROL DE POZOS. ................................................................................ 102 FIGURA 34. COMPARATIVO DE PRESIONES. .............................................................................................. 103 FIGURA 35. EQUIPAMIENTO PARA EL CONTROL DE POZOS CON SNUBBING. ............................................ 103 FIGURA 36. ESTADO MECÁNICO. ............................................................................................................... 115

126

TABLA 1. CAÍDA DE PRESIÓN........................................................................................................................ 17 TABLA 2. TRIPULACIÓN EN EQUIPOS DE PERFORACIÓN .............................................................................. 19 TABLA 3. PRESIÓN DE CIERRE EN LB/PG2 DEL PREVENTOR ANULAR HYDRILL SIN PRESIÓN EN EL POZO .... 57 TABLA 4. REVISTA TECNOLOGY, 1990 ARIETES MODIFICADOS SE CONSIDERAN: DE BAJA ALEACIÓN CON

CLASIFICACIÓN CROMO MOLYBDENO. NORMA NACE MR-0175-2000 ................................................ 60 TABLA 5. RANGO DE CIERRE DE ARIETES VARIABLES (AJUSTABLES) ............................................................ 61 TABLA 6. ARREGLOS DE PREVENTORES, DE ACUERDO AL API. .................................................................... 65 TABLA 7. GUÍA PARA LA SELECCIÓN DE LOS CODIGOS DE LOS ELEMENTOS SELLANTES. ............................. 70 TABLA 8. GUÍA PARA EL ALMACENAMIENTO DE EMPAQUETADURAS DE CAUCHO EN GENERAL. ............... 71 TABLA 9. TIEMPO DE CONSERVACIÓN DE EMPAQUETADURA DE CAUCHO EN GENERAL, DEPENDIENDO DE

LA CALIDAD DE ALMACENAMIENTO .................................................................................................... 72 TABLA 10. INFORMACIÓN DEL POZO. ........................................................................................................ 114 TABLA 11. CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA.............................................................................................. 116 TABLA 12. CÉDULA DE BOMBEO. ............................................................................................................... 120