Control de pozos.pdf - Instituto Politécnico Nacional

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA & ARQUITECTURA

“UNIDAD TICOMAN”

“CONTROL DE POZOS”

TESIS PROFESIONAL A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIERO PETROLERO

PRESENTA:

CARLOS RAMÍREZ GARCÍA

ASESOR INTERNO: ING. JAIME LÓPEZ REYES

ASESOR EXTERNO: ING. JESUS RAMÍREZ ÁLVAREZ

CIUDAD DE MÉXICO, 2019

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL – ESIA UNIDAD TICOMAN

Autorización de uso de obra

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

P r e s e n t e

Bajo protesta de decir verdad el que suscribe Carlos Ramírez García, manifiesto

ser autor y titular de los derechos morales y patrimoniales de la obra titulada “Control

de pozos”, en adelante “LA TESIS” y de la cual se adjunta copia, por lo que por

medio del presente y con fundamento en el articulo 27 fracción II, inciso b) de la Ley

Federal del Derecho de Autor, otorgo a el Instituto Politécnico Nacional, en adelante

El IPN, autorización no esclusiva para comunicar y exhibir publicamente total o

parcialmente en medios digitales (publicación en línea) “La Tesis” por un periodo de

(un año) contando a patir de la fecha de la presente autorización, dicho periodo se

renovará automaticamente en caso de no ar aviso expreso a “El IPN” de su

terminación.

En virtud de lo anterior, “El IPN” deberá reconocer en todo momento mi calidad de

autor de “La Tesis”

Adicionalmente y en mi calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales de “La tesis”, manifiesto que la misma es original y que la presente

autorización no contraviene ninguna otorgada por el suscrito respecto de “La Tesis”,

por lo que deslindo de toda responsabilidad al El IPN en caso de que el contenido

de “La Tesis” o la autorización concedidad afecte o viole derechos autorales,

insdustriales, secretos industriales, convenios o o contratos de confidencialidad o

en general cualquier derecho de propiedad intelectual de terceros y asumo las

consecuencias legales y economicas de cualquier demanda o reclamación que

pueda derivarse del caso.


ÍNDICE

RESUMEN ................................................................................................. 1

ABSTRACT ................................................................................................ 2

OBJETIVO ................................................................................................. 3

INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 4

CAPÍTULO 1.- PRINCIPIOS GENERALES DE PRESIÓN ............................... 6

1.1 Presión ................................................................................................ 6

1.2 Densidad ............................................................................................. 6

1.3 Presión Hidrostática ............................................................................ 6

1.4 Presión manométrica ........................................................................... 7

1.5 Principio del tubo en U ......................................................................... 8

1.6 Gradiente de presión ........................................................................... 9

1.7 Presión de Formación ........................................................................ 29

1.8 Presión de Fractura ........................................................................... 10

1.9 Presión de Sobrecarga ...................................................................... 11

1.10 Presión de fondo en el pozo ............................................................. 12

1.11 Ley de los gases .............................................................................. 12

1.11.1 Migración del gas sin expansión ................................................. 14

1.11.2 Migración del gas con expansión controlada .............................. 15

1.12 Prueba de admisión (LOT) ................................................................ 16

1.13 Pérdidas de Presión en el sistema de circulación ............................. 19

CAPÍTULO 2.- CONCEPTOS DEL CONTROL DE POZOS ............................ 23

2.1 Control de pozos ................................................................................ 23

2.2 Brote (Kick) ....................................................................................... 23

2.3 Descontrol ......................................................................................... 23

2.4 Causas de un brote ............................................................................ 24

2.4.1 Densidad insuficiente del lodo ...................................................... 24

2.4.2 Llenado Insuficiente durante los viajes ......................................... 24

2.4.3 Contaminación del lodo con gas ................................................... 25

2.4.4 Sondeo del pozo al sacar la tubería .............................................. 25

2.4.5 Pérdidas de Circulación ............................................................... 26


2.5 Indicadores definidos ........................................................................ 26

2.5.1 Aumento de volumen en presas .................................................... 27

2.5.2 Aumento en el gasto de salida ...................................................... 27

2.5.3 Flujo sin circulación ..................................................................... 27

2.5.4 El pozo acepta menos lodo o desplaza más en los viajes ............... 27

2.6 Indicadores Indefinidos ..................................................................... 28

2.6.1 Aumento en la velocidad de perforación ....................................... 28

2.6.2 Disminución de la presión de bombeo y aumento de las emboladas

............................................................................................................ 29

2.6.3 Lodo contaminado con gas........................................................... 29

2.6.4 Lodo contaminado con cloruros ................................................... 29

2.6.5 Cambio en las propiedades reológicas del lodo ............................ 29

2.6.6 Aumento en el peso de la sarta de perforación ............................. 30

2.7 Importancia de respuesta oportuna ................................................... 30

2.8 Presión de Cierre, PCTP Y PCTR ........................................................ 30

2.9 Presión de circulación ....................................................................... 31

2.10 Presión Máxima Permisible .............................................................. 32

2.11 Cálculos Complementarios .............................................................. 33

2.11.1 Determinación del tipo de brote .................................................. 33

2.11.2 Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo................... 34

2.11.3 Incremento en el volumen de lodo por adición de barita .............. 35

CAPÍTULO 3.- SISTEMA DE CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL 36

3.1 Descripción del sistema de circulación .............................................. 36

3.2 Sistema desviador de Flujo (Diverters) ............................................... 37

3.3 Cabezales de tubería de revestimiento ............................................... 40

3.4 Conjunto de Preventores ................................................................... 42

3.4.1 Preventor Esférico ....................................................................... 46

3.4.2 Preventor Arietes ......................................................................... 49

3.4.2.1 Arietes Variables .................................................................... 50

3.4.4.2 Preventor Ciego ..................................................................... 51

3.4.2.3 Arietes de corte ..................................................................... 52

3.4.3 Empaque de los preventores (Elastómeros) .................................. 52


3.5 Carrete de Control ............................................................................. 54

3.5.1 Línea de Matar ............................................................................. 54

3.5.2 Línea de Estrangular .................................................................... 56

3.5.3 Estrangulador .............................................................................. 58

3.6 Unidad para operar los preventores (Unidad Koomey) ....................... 59

3.6.1 Acumuladores.............................................................................. 60

3.6.2 Fuentes de Energía ...................................................................... 62

3.6.3 Componentes del sistema Koomey ............................................... 64

3.6.4 Requerimientos de consolas de control remoto ............................ 68

3.6.5 Prueba de Operación del Sistema de Acumuladores ..................... 70

3.7 Válvulas de control y Preventor Interior ............................................. 70

3.7.1 Válvulas de la Flecha .................................................................... 70

3.7.2 Válvulas en el piso de perforación ................................................ 71

3.7.3 Preventor interior o válvula de contrapresión ............................... 72

3.7.4 Válvula de compuerta ..................................................................... 74

CAPÍTULO 4.- PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DE POZOS ............... 76

4.1 Tipo de Procedimiento: Cierre suave y Cierre duro ............................. 77

4.2 Cierre del pozo mientras se perfora ................................................... 77

4.3 Cierre del pozo al viajar con tubería de perforación ............................ 79

4.4 Cierre del pozo sin tubería dentro del pozo ........................................ 80

4.5 Límites de alarmas ............................................................................. 81

4.5.1 Indicadores de nivel de presas ..................................................... 81

4.5.2 Indicadores de flujo en la línea de flote ......................................... 82

4.5.3 Tanque de viajes .......................................................................... 83

4.5.4 Sensores de gases flamables o explosivos y h2S ........................... 84

4.6 Información previa para el control del pozo ........................................ 86

4.7 Introducción de tuberías a presión ..................................................... 87

4.7.1 Técnicas de introducción ............................................................. 87

4.7.2 Introducción de la tubería a presión ............................................. 87

4.7.3 Deslizar tubería a presión ............................................................ 87

4.7.4 Deslizando tubería (stripping) ...................................................... 89

4.7.5 Fuerza ascendente en función de la presión del pozo ................... 90


CAPITULO 5.- MÉTODOS DE CONTROL ................................................... 94

5.1 Método del Perforador ....................................................................... 94

5.2 Método de esperar y densificar .......................................................... 97

5.3 Método concurrente ........................................................................ 103

5.4 Métodos alternos de control de pozos .............................................. 104

5.4.1 Método de regresar fluidos contra formación (bullheading ......... 104

5.5 Método de control dinámico ............................................................. 105

5.6 Circulación inversa .......................................................................... 106

5.7 Método volumétrico ......................................................................... 107

5.8 Razones específicas para seleccionar un método de control ............ 108

5.9 Métodos incorrectos para controlar un pozo .................................... 108

5.9.1 Levantar la barrena a la zapata al detectar un brote ................... 109

5.9.2 Nivel de presas constante .......................................................... 109

5.9.3 Empleo de densidad excesiva ..................................................... 109

5.9.4 Mantener constante la presión en TR .......................................... 109

5.9.5 Regresar fluidos a la formación .................................................. 110

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................. 111

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................... 113


Lista de Figuras

Figura 1.1 Comportamiento de la presión hidrostática ............................................ 7

Figura 1.2 Tubo “U” ................................................................................................. 8

Figura 1.3. Esquematización de zona de presión normal, zona de transición y zona

de presión anormal, para zona de presión de sobre carga, poro y fractura ........... 11

Figura 1.4 Migración del gas sin expansión ........................................................... 15

Figura 1.5 Migración del gas con expansión controlada ........................................ 16

Figura 1.6 Gráfico Leak off test (LOT), Manual de capacitación ............................ 18

Figura 3.1 Descripción del sistema de circulación ................................................. 37

Figura 3.2 Desviador de flujo con líneas de desfogue ........................................... 39

Figura 3.3 Desviador de flujo en plataforma semisumergible ................................ 40

Figura 3.4 Cabezal soldable 16 ¾” 3m con válvulas mecánicas 2 1/16” 3m y TR de

16” ......................................................................................................................... 42

Figura 3.5 Arreglo típico de preventores para 2,000 lb/pg2 de presión de trabajo 45

Figura 3.6 Arreglos de preventores 3,000 y 5,000 lb/pg2 presión de trabajo ........ 46

Figura 3.7 Arreglos típicos de preventores para 10,000 y 15,000 lb/pg2 de presión

de trabajo ............................................................................................................... 46

Figura 3.8 Presión de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydril sin presión en el

pozo, ...................................................................................................................... 49

Figura 3.9 Preventor anular “Hydril tipo GK” .......................................................... 48

Figura 3.10 Preventor Sencillo de Arietes ............................................................. 49

Figura 3.11 Preventor Doble de Arietes ................................................................. 50

Figura 3.12 Rango de Cierre de Arietes Variables ................................................ 51

Figura 3.13 Arietes ciegos de corte marca Cameron,............................................ 52

Figura 3.14 Guía para la selección del elemento sellante ..................................... 53

Figura 3.15 Carrete de Control .............................................................................. 54

Figura 3.16 “Línea de matar de 5M, 10M y 15M Psi”............................................. 55

Figura 3.17 “Múltiple de estrangulación para 2000 y 3000 psi .............................. 57

Figura 3.18 “Múltiple de estrangulación para 5000 psi” ......................................... 57

Figura 3.19 Estrangulador Ajustable...................................................................... 59

Figura 3.20 Volumen de Fluido disponible por Botella........................................... 61

Figura 3.21 Sistema Koomey ................................................................................ 64


1

RESUMEN

El presente trabajo tiene como fin el conocimiento general del control de pozos,

abarcando el contenido básico para conocer el comportamiento del pozo en el

momento de presentarse un influjo (gas o aceite) y que el mismo no llegue a

convertirse en una tragedia que repercuta económicamente, en vidas humanas y

daños al ecosistema.

Se describen los principios generales de presión tales como: presión hidrostática,

geopresiones, presión en el fondo del pozo y las pérdidas de presión en el sistema

de circulación, así como el comportamiento del pozo para los diferentes escenarios

de migración del gas.

Se detallan los conceptos del control de pozos, las causas mas comunes que dan

pauta a un brote, así como los indicadores definidos e indefinidos que se manifiestan

por medio de los parámetros de perforación.

Los sistemas de control superficial del pozo ejecutan un papel de suma importancia

al presentarse el influjo, son los responsables de la seguridad del equipo y el

personal, así como las herramientas que son parte de la ejecución del control.

El personal que ejecuta las operaciones del pozo debe conocer a detalle los

procedimientos para cerrar el pozo de acuerdo con la operación que se este

ejecutando en el momento.

Se mencionan las prácticas recomendadas y especificaciones por el Instituto

Americano del Petróleo que son las que actualmente rigen cada uno de los

procedimientos operativos de la industria petrolera.

La selección del método de control se ajusta siempre a las circunstancias,

herramientas y tiempo que se tenga en dicho pozo.


2

ABSTRACT

The present work has as purpose the general knowledge of the control of wells,

covering the basic content to be able to know the behavior of the well at the moment

of presenting an influence (gas or oil) and that it does not become a tragedy that has

an economic impact, in human lives and damage to the ecosystem.

The general principles of pressure such as: hydrostatic pressure, geopresions,

downhole pressure and pressure losses in the circulation system are described, as

well as the behavior of the well for the different gas migration scenarios.

The concepts of well control, the most common causes that guide an outbreak are

detailed, as well as the defined and undefined indicators that are manifested through

the parameters of drilling.

The surface control systems of the well play a very important role in the presentation

of the influence, are responsible for the safety of the equipment and personnel, as

well as the tools that are part of the execution of the control.

The personnel that execute the operations of the well must know in detail the

procedures to close the well according to the operation that is being executed at the

moment.

The recommended practices and specifications are mentioned by the American

Petroleum Institute, which are the ones that currently govern each of the operating

procedures of the oil industry.

The selection of the control method is always adjusted to the circumstances, tools

and time in the well.


3

OBJETIVO

OBJETIVO GENERAL

Detección oportuna de desviaciones en los parámetros de medición durante la

actividad de intervención a pozos petroleros que indican la presencia de un brote de

pozo, partiendo de los conceptos fundamentales de mecánica de fluidos y presión,

así como los métodos de control de pozo.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1.- Principios básicos de presión en la perforación de pozos petroleros

2.- Causas que originan un brote

3.- Seleccionar el método más adecuado de control de pozo de acuerdo a las

condiciones presentes

4.- Fallas comunes de equipos durante el control de pozo y alternativas para

continuar las actividades


4

INTRODUCCIÓN

En la historia de la perforación de pozos petroleros uno de los riesgos más

catastróficos y que han cobrado vidas humanas, daños al medio ambiente y

pérdidas económicas considerables es el descontrol de pozos. Al inicio del

desarrollo de la industria petrolera no se contaba con la conciencia de seguridad y

protección de la vida humana y al medio ambiente, por lo que las actividades de

perforación de pozos se hacían de forma muy artesanal, acción que provocó

muchos accidentes industriales siendo uno de los más catastróficos el descontrol

del pozo. Estos accidentes además de cobrar vidas humanas afectaron el medio

ambiente, cuyas remediaciones cobraron cantidades de recursos económicos

considerables. Con el paso del tiempo las actividades de la industria petrolera fueron

normándose, requirieron profesionales que estudiaran, comprendieran y

desarrollaran tecnología que permitiera realizar los trabajos de perforación en forma

segura cumpliendo con la normatividad y leyes vigentes en cada locación.

Uno de los hechos que cambio la historia en descontrol de pozos, fue el 20 de abril

de 2010, la plataforma que perforaba el pozo de petróleo “Macondo”, exploto y se

hundió, muriendo 11 personas y derramando unos 5 millones de barriles de petróleo

a las aguas del Golfo de México. El desastre de Macondo se considero para imponer

en la industria internacional del petróleo y gas nuevas regulaciones ambientales y

reglas más estrictas en la perforación en aguas profundas y ultra profundas.

Inmediatamente después del incidente del pozo Macondo, el Instituto Americano del

Petroleó (API), desarrollo la norma RP-75, Práctica recomendada para el desarrollo

de un programa de gestión de seguridad y medio ambiente para operaciones e

instalaciones marinas, así como la norma RP-14J, Práctica recomendada para el

diseño y el análisis de peligros para las instalaciones de producción marinas,

destinada a identificar los riesgos de seguridad presentes en las instalaciones de

producción marinas.

La búsqueda de yacimientos en la actualidad presenta un desafío dentro de su

exploración, perforación y recolección de los hidrocarburos, nuevas técnicas,

herramientas, equipos y mentes son las encargadas de satisfacer esta necesidad

del petróleo que ha gobernado al mundo desde hace más de una década.

Debido a los actuales retos y exigencias de la industria petrolera, la seguridad del

personal y de los equipos se ha intensificado a la fecha por lo que el conocer las

medidas, procedimientos y ejecución de un control de pozos es de vital importancia

para todo ingeniero de operaciones.


5

Los brotes principalmente surgen durante la perforación, terminación y reparación

de un pozo debido a un desbalance entre la presión de formación y la presión

hidrostática del pozo. El no conocer e ignorar como realizar un buen control de

pozos desencadenan una serie de hechos que se ven reflejados en pérdidas

materiales, herramientas, incremento de tiempos de operación, costos de

intervención, daños industriales, ecológicos o al personal.

Si un brote no se detecta y ejecuta de manera correcta en superficie para manejarlo

o no se cuenta con los sistemas superficiales de control, este puede manifestarse

de manera agresiva y sin la capacidad de manejar los fluidos a voluntad, ocurriendo

lo que se le conoce como descontrol de pozo.

Casos severos llegan a convertirse en una magnitud de siniestro, causando pérdida

total del equipo, del pozo, daños al personal y al medio ambiente, por lo que saber

manejar una situación de brote, es de suma importancia para la integridad del

proyecto.

Para ello esta tesis aborda los conocimientos, principios generales y bases de un

control de pozos de acuerdo a las circunstancias que se puedan presentar durante

las actividades de perforación.


6

CAPÍTULO 1

PRINCIPIOS GENERALES DE PRESIÓN

1.1 Presión

Se define la presión como la fuerza aplicada en un area determinada, mediante la

siguiente expresión:

𝑃 =𝐹

𝐴

Donde:

P= Presión (lbf/pg2 )

F= Fuerza (lbf)

A= Area (pg2 )

1.2 Densidad

Se define como la masa contenida por unidad de volumen, mediante la siguiente

expresión:

𝜌 =𝑚

𝑉

Donde:

𝜌= Densidad (g/cm3) ó (lbs/gal)

m= Masa (g) ó (lbs)

V= Volumen (cm3) ó (gal)

1.3 Presión Hidrostática

Es la presión que ejerce el peso de un fluido estático (sin movimiento) a una determinada

profundidad. Esta presión, llamada presión hidrostática, provoca en fluidos en reposo,

una fuerza perpendicular a las paredes del recipiente o a la superficie del objeto

sumergido sin importar la orientación que adopten las caras.

𝑃𝐻 =𝜌ℎ

10


7

Donde:

PH= Presión Hidrostática (kg/cm2)

𝜌= Densidad (g/cm3)

h= Profundidad (mts)

𝑃𝐻 = 𝜌 ∗ ℎ ∗ 0.052

PH= Presión Hidrostática (PSI)

𝜌= Densidad (lbs/gal)

h= Profundidad (pies)

Figura 1.1 Comportamiento de la presión, Basics of Hydrostatic Level Measurement, by Tony R. Kuphaldt

1.4 Presión manométrica

Se llama presión manométrica a la diferencia entre la presión absoluta o real y la presión

atmosférica. Cuando la presión se mide en relación a un vacío perfecto, se llama presión

absoluta; cuando se la mide con respecto a la presión atmosférica, se llama presión

manométrica.


8

1.5 Principio del tubo en U

Por lo general en un pozo, se tiene fluido dentro de la tubería de perforación (TP) así

como en el espacio anular (EA), por lo que esto hace analogía a la figura 1.2, el espacio

anular en un lateral derecho y la columna de la tubería de perforación en el otro.

Al cesar el bombeo dentro del pozo, las columnas del lodo en ambas ramas permanecen

estáticas quedando los niveles del lodo en la boca del pozo.

El concepto del tubo en U, es el principio de vasos comunicantes en el que no cuenta el

área del tubo, sino el valor de la columna hidrostática. Si existieran diferencias de

presiones hidrostáticas en las columnas, el fluido intentará alcanzar un punto de

“equilibrio”. Este fenómeno se denomina tubo en “U”. Esta es la razón por la cual fluye

por la TP o fluye por la TR sin circular, perdiéndose el espejo del lodo. Esta situación

puede generar una falsa alarma de un brote.

El control de un brote se fundamenta en el uso de métodos y equipo, que permiten

mantener una presión constante contra la formación. El control está en función de la

densidad, gasto, presión de bombeo y la contrapresión impuesta por el estrangulador.

Figura 1.2 Tubo “U” Fuente: Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción Un Siglo de la Perforación en México. Tomo 13 - Control de Brotes


9

1.6 Gradiente de presión

Se denomina gradiente de presión a la variación de Presión, que aumenta con la

profundidad en la corteza terrestre, considerando que se avanza desde la superficie hacia

el centro de Tierra. Físicamente se expresa en unidades de presión y unidades de

longitud.

Conversión de densidad a gradiente:

Densidad (gr/cm3) Gradiente (kg/cm2/m)

1.20 0.120

.85 0.085

2.20 0.220

𝐺 =𝜌

10

G= Gradiente de presión (psi/mts)


1.7 Presión de Formación

También conocida como presión de poro, se define como la presión a la cual están

contenidos los fluidos dentro de la roca, estas presiones pueden presentarse como

normales, anormales y subnormales, originadas por la depositación y compactación.

Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendrá más posibilidad de provocar un

brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad.

Normales: Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna

de fluidos de formación extendida hasta la superficie. Teniendo un gradiente de

presión normal de 1.07 g/cm3.

Subnormales: Cuando son menores a la presión normal, es decir, a la presión

hidrostática ejercida por la columna de fluidos de formación menor a 1.07 g/cm3.

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

considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del

yacimiento, causando su depresionamiento.

Anormales: Cuando son mayores a la presión normal, es decir, a la presión

ejercida por una columna de fluidos de formación mayor a 1.07 g/cm3.


10

Estas presiones se generan usualmente 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 gradientes de poro se pueden obtener de los métodos analíticos como:

• Hottman y Johnson

• Foster y Whalen

• Eaton

• Exponente DC

1.8 Presión de Fractura

Se define como la presión necesaria para deformar permanentemente la roca. En la

perforación de pozos es importante resaltar que se debe evitar estar por encima de la PF

ya que en dado caso se generaría una pérdida de fluido de perforación y con ello la

disminución de columna hidrostática necesaria para controlar el pozo derivando así un

brote o descontrol del mismo.

Por lo general conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de

fractura de formación.

Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la superficie al efectuar el

control del pozo y es una limitante. Si no se toma en cuenta se puede presentar una

pérdida de fluido al fracturarse la formación ocasionando muchos problemas adicionales

a la presencia del brote, tales como un descontrol subterráneo.

Los gradientes de fractura se pueden obtener de los métodos analíticos como:

• Eaton

• Hubbert –Willis

• Mattews –Kelly

Las principales prácticas de campo para obtener los gradientes de fractura de la

formación, son las “pruebas de goteo” (LOT) y las pruebas de integridad de formación

(FIT).


11

1.9 Presión de Sobrecarga

Es la presión que ejerce el peso combinado de una columna de roca más los fluidos que

están contenidos en el espacio poroso que soporta una formación a una determinada

profundidad.

S = Peso de la matriz rocosa + Peso de la formación

Área que lo soporta

S= Presión total de sobrecarga ( kg/cm2) ó (lbf/pg2)

Peso de la matriz rocosa = (kg o lb) Peso de la formación = (kg o lb) Área que lo soporta= (cm2 o pg2)

El esfuerzo matricial o efectivo, es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de roca, en función de la sobrecarga a la profundidad de interés.

Figura 1.3. Esquematización de zona de presión normal, zona de transición y zona de presión anormal, para zona de presión de sobre carga, poro y fractura (Adaptado de PEMEX “Exploración y

Producción”, diciembre 2007)

S = Pp + σ


12

Todos los métodos de predicción de presión de sobrecarga, poro y fractura se basan en

el principio de Terzaghi, el cual se define como la presión de sobrecarga (S) es igual a la

suma de la presión de poro (Pp) mas el esfuerzo vertical efectivo (σ), (figura 1.3)

El conocimiento de las presiones de sobrecarga, poro y de fractura de las formaciones a

perforar, es fundamental para una óptima planeación en la perforación del pozo. Por lo

tanto, es indispensable entender primero los principios físicos que originan estas

presiones, y después predecirlas con la mayor exactitud posible.

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

kg/cm2/m. Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación, ya

que con frecuencia ocurren variaciones considerables.

1.10 Presión de fondo en el pozo

El fluido de control ejerce presión sobre las paredes del pozo al estar perforando, la

mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación.

La presión requerida al circular el fluido de perforación por el espacio anular actúa sobre

las paredes del pozo. Esta presión no excede los 14 kg/cm2 (200 psi). Pero otras

presiones adicionales se originan por la contrapresión del lado del espacio anular o por

el movimiento de tubería causado por sondeo o pistoneo.

Las paredes del pozo están sujetas a presión. La presión hidrostática de la columna de

fluido constituye la mayor parte de la presión, pero la que se requiere para hacer subir

fluido por el espacio anular también incide en las paredes del pozo. Por lo tanto, la

presión en el fondo del pozo se puede estimar sumando todas las presiones conocidas

que inciden dentro o sobre el anular.

Presión de fondo= Presión Hidrostática + Pérdidas de Presión por espacio anular

1.11 Ley de los gases

La ley general de los gases indica que la presión en un gas está relacionada con el

volumen que se le permite ocupar, si la temperatura se mantiene constante, el científico

británico Robert Boyle difundió los resultados conocidos como “ley de Boyle” y

consideró que, a temperatura constante, el volumen varía inversamente proporcional a

la presión que se somete. Por ejemplo, si una burbuja de gas se somete al doble de su

presión original, el volumen se reduce a la mitad y si se libera la presión a la mitad de la

original, el volumen aumenta al doble.


13

Considerando la P1 (Presión de formación) y V1 (Volumen original ganado en presas),

al determinar la P2 sería la presión a la profundidad donde deseamos conocer el nuevo

volumen de la burbuja V2.

P V= constante

La ley de los gases perfectos puede ser considerada suficientemente precisa como para

tenerse en cuenta en el caso de la migración del gas en los pozos. Durante las

migraciones en el pozo el producto del volumen por la presión de influjo de gas se

mantiene constante, por lo que:

PV = P’V’

P= Presión inicial del influjo de gas (psi)

V= Volumen inicial del influjo de gas (bls)

P’= Presión del influjo de gas a cierta migración (psi)

V’= Volumen del influjo de gas a cierta migración (bls)

Es importante conocer si el fluido invasor es gas o líquido (aceite o agua salada). Esto

puede obtenerse calculando su densidad. Para determinar el tipo de fluido que entró en

el pozo, debe medirse con precisión el aumento de volumen en las presas y registrarse la

cantidad en metros cúbicos o barriles (m3 o bls).

Los brotes de líquidos ya sean de agua salada o aceite, no se comprimen ni se expanden, por lo que al circular al exterior del pozo, la presión en la TR no aumenta. Al compararse

con los gaseosos, podrá entenderse que los líquidos no migran, y si no hay migración, las presiones no aumentan como en un brote de gas.

El agua salada y el aceite son fluidos incompresibles. Durante su control no se presenta

una expansión apreciable a medida que se reduce la presión ejercida sobre ellos. Por esta

propiedad, la velocidad de bombeo y el flujo de retorno son esencialmente iguales a

medida que circule el brote a la superficie y sean desalojados del pozo.

Cuando se determina por cálculo la densidad del fluido invasor:

Fluido Densidad (g/cm3) Densidad (lb/gal)

Gas 0.2 - 0.6 1.6 – 5

Aceite 0.6 - 0.87 5 – 7.25

Agua 0.87 - 1.15 7.25 – 9.60

Un brote de gas es el más peligroso debido al exceso de presión que debe soportar la TR

y la formación expuesta. Debe considerarse la migración del gas a través del fluido de


14

control del pozo y, por lo tanto, se debe aplicar un método de control que permita

expulsar al gas del pozo, controlando su presión.

Una burbuja de gas viaja a 1000 pies/hora, el equivalente de 304 metros/hora.

1.11.1 Migración del gas sin expansión

Cuando se detecta la entrada de un fluido invasor en un pozo y se ejecuta el

procedimiento de cierre cuantificando el volumen de ganancia en presas; sí se circula la

burbuja de gas hacia la superficie manteniendo constante el volumen en las presas sin

permitir la expansión de la burbuja durante su viaje a superficie, esto es manteniendo el

volumen y presión de la burbuja original, la presión en el fondo se incrementa

gradualmente conforme la burbuja asciende, y la presión a la que se somete la formación

es la suma de la presión de la columna hidrostática por debajo de la burbuja más la

presión contenida en la burbuja correspondiente a la columna hidrostáticas del fluido de

control al momento de la detección del influjo.

Ejemplo:

Considerando un volumen inicial de fluido invasor de 159 lts (1 bls), profundidad del

pozo de 3,048 m (10,000 pies) y densidad de lodo de 1.20 gr/cm3 (10 lb/gal), se tiene una presión inicial de la burbuja de 365.76 kg/ cm2 en el momento de que entra la burbuja en el pozo.

Aplicando la ecuación de la Ley de Boyle: P1 x V1 = P2 x V2

Calcular la expansión del gas a las siguientes profundidades: • 2286 m • 1524 m

• 718 m

• Superficie 0 m

Si se tiene una presión de formación (P1) = 365.68 kg/cm2

Y un volumen original (V1) = 159 lt Sustituyendo estos valores se obtiene: Expansión a 2,286 m P2 = (2,286 m x 1.20 gr/cm3) / 10


15

= 271.32 kg/cm2

Despejando V2=? V2 = (P1 x V1) / P2 = (365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 274.32 kg/cm2

= 212 lt

Por lo que:

• 2286 m – 212 lts • 1524 m – 318 lts

• 718 m – 636 lts

• Superficie 0 m – 56,298 lts

Figura 1.4 Migración del gas sin expansión, Manual de capacitación WellCap, Nivel

supervisor Pemex (2012)

El resultado de la migración del gas (sin expansión) provoca seguramente el

fracturamiento de la formación expuesta o daño en las conexiones superficiales por

presión excesiva.

1.11.2 Migración del gas con expansión controlada

Este es el procedimiento correcto que se debe seguir en un control del pozo.

Cuando se circula un brote de gas al exterior del pozo con expansión controlada, debe

permitirse que se expanda de manera que mantenga una presión de fondo del pozo igual

o un poco mayor de la presión de formación. Debe permitirse el aumento de volumen


16

en las presas de lodo, aplicando algunos de los métodos normales para controlar un pozo

(del perforador, densificar y esperar, concurrente, etc).

Para cumplir esto, el operador del estrangulador mantiene una “contrapresión

suficiente”, para que se expanda el gas de tal manera que la contrapresión más la presión

del brote, más la presión hidrostática de todos los fluidos que hay en el pozo, igualen a

la presión de formación.

Constantemente se debe vigilar las presiones de cierre, éstas pueden aumentar a medida

que el gas asciende a través del fluido del pozo, al encontrarse cerrado. Las presiones de

la TP y TR deben mantenerse dentro los parámetros establecidos, mediante la purga de

pequeñas cantidades de fluidos, por medio del estrangulador. Esto permite una

expansión controlada.

Hay que tener en cuenta que si se desea mantener constante la presión en la TR, debe

purgarse un cierto volumen de fluido del pozo; este volumen se mide cuidadosamente,

dado que este fluido estaba contribuyendo a la presión hidrostática, debiendo permitirse

un incremento a la presión en la TR para compensar esta pérdida.

Figura 1.5 Migración del gas con expansión controlada, Manual de capacitación WellCap,

Nivel Supervisor, Pemex (2012)

1.12 Prueba de admisión (LOT)

La resistencia e integridad de la formación comúnmente se determina a través de una

prueba de Admisión, el cual es un método que se usa para estimar la presión y/o la


17

densidad equivalente del fluido que puede soportar la zona por debajo de la tubería de

revestimiento.

Para realizar esta prueba el fluido a circular en el pozo debe estar limpio, para asegurar

que tiene una densidad adecuada y homogénea. La bomba a usar debe ser la unidad de

alta presión (UAP) o si la bomba del equipo se puede usar en regímenes bajos.

Al bombear lodo con el pozo cerrado se genera la combinación de la presión hidrostática

del fluido y de la fuerza adicional, tal como es la presión de bombeo, esto con el fin de

encontrar el punto de presión donde la gota de fluido entra dentro de la zona plástica de

la roca y empieza a admitir fluido sin llegar al límite elástico (fractura).

De acuerdo a la información que se tiene de la prueba, se realizan cálculos a fin de

obtener una estimación de la densidad del fluido, esta es la fuerza total del fluido

representada como densidad, la cual se toma con objeto de realizar un reajuste de las

geopresiones.

Procedimiento para efectuar la prueba admisión (Goteo)

1. Con la barrena en la zona de prueba circular el tiempo necesario para homogeneizar

y limpiar el fluido de control.

2. Levantar la barrena dentro de la TR (a la zapata).

3. Probar conexiones superficiales desde la unidad de alta hasta la TP.

4. Circular pozo con la unidad de alta presión.

5. Cerrar preventores de arietes de tubería.

6. Empleando bajo gasto de 0.5 bl/min, graficar comportamiento de la Presión –

Volumen, Presión – Gasto (cuidando la Máxima Presión para TR)

7. La gráfica; al inicio, se comporta como una pendiente recta y, conforme aumenta la

presión, origina una desviación en la recta. El punto donde se inicia la desviación

corresponde como valor de la prueba de goteo, debiendo repetirse hasta obtener 2

valores iguales. Suspender el bombeo para evitar el fracturamiento de la formación.

Cuantificar y anotar el volumen inyectado (bl)

8. Observar el comportamiento de la presión para asegurar que se trata de la “Presión

de Goteo” (debe descender hasta un valor igual o ligeramente menor al del punto

de separación de la tendencia de la recta).

9. Descargar la presión y verificar el volumen regresado.

10. Determinar los datos de presión permisible a la fractura, densidad de lodo

equivalente y gradiente de fractura de formación.

Si al efectuar la prueba de goteo, el agujero no sostiene la presión o no se llega a alcanzar

el valor deseado; entonces, puede estar aceptando la formación o la cementación fue

defectuosa y se está comunicando al espacio anular entre el agujero y TR; o posi-

blemente hay alguna fuga en la superficie. Inspeccione las conexiones en superficie.


18

Ejemplo:

Se ha cementado una TR intermedia de 10 ¾ pg a 3,254 m y después de perforar bajo

la zapata, se tienen los siguientes datos:

Densidad de lodo = 1.56 g/cm3

Diámetro del agujero = 9 ½ pg

Diámetro de TP = 5 pg

Presión Máxima Interna TR = (P-110) 60.7 lb/pies al 80% = 549 kg/cm2

Profundidad del pozo= 3,325 m

PH = ρ∗h

10 =

1.56g

cm3∗3,325 m

10 = 519 kg/cm2

Figura 1.6 Gráfico Leak off test (LOT), Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor,

Pemex (2012)

En la gráfica anterior se suspendió el bombeo cuando se observó el cambio en el

comportamiento de la presión respecto al volumen, determinando la prueba de goteo en

168 kg/cm2.

Presión total en la zapata = PH + Prueba de Goteo

Presión total en la zapata = 519 + 169 = 687 kg/cm2


19

Ajuste de densidad de fractura

Densidad de fractura = Pres.Total Zapata∗10

Profundidad =

687 kg/cm2 ∗10

3,325 = 2.066 g/cm3

1.13 Pérdidas de Presión en el sistema de circulación

En un sistema de circulación con lodo de perforación, la presión de circulación se genera

por las bombas del equipo.

Las pérdidas o caídas por fricción (ΔP) se manifiestan desde la descarga de la bomba

hasta la línea de flote. A medida que la profundidad y las propiedades del lodo se

incrementan, se requiere mayor presión de circulación. Los programas de hidráulica

deben diseñarse para determinar las pérdidas de presión por fricción en los elementos

siguientes:

• Equipo superficial

• Dentro de la tubería de perforación y herramienta

• A través de las toberas de la barrena

• Por el espacio anular

Esta última pérdida de presión es importante, dado que puede señalar un posible des-

equilibrio entre la presión del fondo y la presión hidrostática cuando se está circulando

(densidad equivalente de circulación).

Durante la circulación, el sistema del lodo incorpora una 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), aña-

dida a la presión hidrostática y convertida a densidad, se le llama densidad equivalente

de circulación (Dec) y su ecuación es:

𝐷𝐸𝐶 =𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟 𝑥 10

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑎𝑑+ 𝜌

DEC= (g/cm3)

Pérdidas de Presión Anular = (kg/cm2)


h= Profundidad (metros)


20

Las pérdidas de presión anular representan la presión requerida para vencer la fricción

al bombear lodo desde la barrena hasta superficie.

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

principalmente de:

• Densidad del lodo

• Viscosidad aparente y plástica

• Punto de cedencia

• Efecto de gelatinosidad

• Diámetro interior de las tuberías

• Geometría del espacio anular.

• Velocidad del bombeo o gasto

La fórmula para calcular las caídas de presión en el interior de la sarta es la siguiente:

∆P = 𝜌0.75∗Q1.75∗µ0.25∗L

8624∗ d4.75

Donde:

∆p = Caída de presión en el interior de la sección de la sarta (psi)

𝜌 = Densidad (lbs/gal)

Q= Gasto (gpm)

µ = Viscosidad (cps)

L= Longitud de la sección (pies)

d= Diámetro interior de la sección de la sarta (pg)

La fórmula para calcular las caídas de presión en el espacio anular es:

∆P = 𝜌0.75∗Q1.75∗µ0.25∗L

8624∗(𝑑2+𝑑1)1.75∗(𝑑2−𝑑1)3


21

Donde:

∆p = Caída de presión en la sección de espacio anular (psi)


Q= Gasto (gpm)

µ = Viscosidad (cps)

L= Longitud de la sección (pies)

d1= Diámetro exterior de la TP (pg)

d2= Diámetro interior de la TR (pg)

La fórmula para calcular la caída de presión en la barrena es:

∆P Bna = ρ ∗ Q2

10858 ∗(𝐴𝑇)2

Donde:

∆p Bna = Caída de presión en la barrena (psi)


Q= Gasto (gpm)

AT= Área de las toberas (pg2)

Ejemplo:

Calcular las caídas de presión en una tubería de perforación franca con un OD= 5”, ID=

4” a 3000 mts con una TR de OD= 11 7/8” , ID= 10.711” a la misma profundidad, con

una densidad de 14.58 lb/gal, viscosidad de 55 cp y un gasto de 300 gpm.

∆P TP = 𝜌0.75∗Q1.75∗µ0.25∗L

8624∗ d4.75 = 14.580.75∗3001.75∗550.25∗(3000∗3.28)

8624∗ 44.75


22

∆P TP = 692.42 Psi

∆P EA = 𝜌0.75∗Q1.75∗µ0.25∗L

8624∗(𝑑2+𝑑1)1.75∗(𝑑2−𝑑1)3 = 14.580.75∗300∗550.25∗(3000∗3.28)

8624∗(10.711+5)1.75∗(10.711−5)3

∆P EA = 21.71 Psi

∆P Total = ∆P TP + ∆P EA = = 692.42 + 21.71 = 714.13 psi


23

CAPÍTULO 2

CONCEPTOS DEL CONTROL DE POZOS

2.1 Control de pozos

En el control de pozos, conocer los principios básicos que otorgan los fundamentos para

comprender fenómenos que se presentan al descontrolarse un pozo y así poder tomar las

decisiones correctas para su control.

Para las operaciones de control de pozos, se requiere la aplicación de una matemática

básica, sencilla y directa. Las operaciones más comunes son: suma, resta, multiplicación

y división.

Todos los cálculos por efectuase sirven para entender mejor los procedimientos de

control de surgencias. Los cálculos y principios matemáticos ayudan a encontrar

soluciones a todos los problemas que se tienen cuando un pozo está en surgencia.

2.2 Brote (Kick)

Se define como la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, tales como

aceite, gas o agua.

Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo una cantidad de lodo de perforación y si dicho

brote no se detecta, ni corrige a tiempo, se puede producir un reventón o descontrol.

2.3 Descontrol

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

normalmente ocurre por una mala ejecución de algún método de control o ignorancia

de algún indicio de brote.

Los brotes (kicks), ocurren como resultado de que la presión de formación es mayor que

la ejercida por la presión hidrostática del lodo, lo cual causa que los fluidos fluyan hacia

el pozo.

Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia se desplaza fuera del pozo,

si el brote no es detectado oportunamente se produce un descontrol.


24

2.4 Causas de un brote

Durante las operaciones de perforación, se conserva una presión hidrostática mayor a la

de formación. En ocasiones, la presión de formación excede la hidrostática y ocurre un

influjo, esto se puede originar por las siguientes causas:

• Densidad insuficiente del lodo

• Perdidas de circulación

• Contaminación del lodo con gas

• Llenado insuficiente durante los viajes

• Sondeo del pozo al sacar la tubería

2.4.1 Densidad insuficiente del lodo

La densidad insuficiente del lodo es una de las causas por la que se originan los brotes,

debido a que el pozo cuenta con una densidad de lodo por debajo del gradiente de poro.

ρporo > ρlodo

En la actualidad se hace énfasis en perforar con densidad de lodo mínima de control de

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

debe tener un especial cuidado cuando se perforen zonas permeables, ya que los fluidos

pueden dar alcance al pozo y producir un influjo.

Los brotes causados por densidad insuficiente de lodo son fácil de controlar con solo

incrementar la densidad del lodo de perforación, pero a continuación se mencionan las

razones por las cuales no es lo más adecuado:

- Se puede exceder el gradiente de fractura

- Se incrementa el riesgo de pegaduras por presión diferencial

- Se reduce significativamente la velocidad de penetración

2.4.2 Llenado Insuficiente durante los viajes

El llenado insuficiente del pozo durante los viajes es otra causa predominante de que

ocurra el brote. A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel del lodo dentro del

mismo disminuye debido a que el volumen de acero de la tubería desplaza una cierta

cantidad de lodo al ser introducida al pozo.

Conforme se extrae tubería y el pozo no se llena con lodo, el nivel de este decrece y por

consecuencia también la presión hidrostática.


25

De lo anterior se deduce la vital importancia de llenar el pozo con lodo periódicamente,

evitando así un posible brote. Esto es más crítico cuando se sacan las herramientas como

los lastrabarrenas (drill collar) y la tubería pesada de pared gruesa (heavy weight).

De acuerdo a las normas API 16D y API-RP59, al estar sacando la tubería, debe llenarse

el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo

acuse una disminución de 71 psi o cada cinco lingadas de tubería de perforación, lo que

da un decremento menor con la presión hidrostática.

2.4.3 Contaminación del lodo con gas

Los brotes se originan debido a la reducción de la densidad del lodo a causa de la

presencia del gas contenido en la roca cortada por la barrena.

Al perforar demasiado rápido, se puede desprender el gas contenido en los recortes en

tal cantidad que reduzca sustancialmente la densidad del lodo. Al reducir esta,

lógicamente también se reduce la presión hidrostática en el pozo, de manera que si esta

es menor que la presión de formación, una cantidad adicional de gas entra al pozo.

El gas se detecta en superficie bajo la forma de lodo “cortado”. Una pequeña cantidad

de gas en el fondo del pozo representa en la superficie un gran volumen debido a su

expansión.

Han ocurrido brotes por esta causa, los cuales se han trasformado en reventones, por lo

que para reducir su efecto se recomienda efectuar las prácticas siguientes:

• Reducir el ritmo de penetración

• Aumentar el gasto de circulación

• Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo

2.4.4 Sondeo del pozo al sacar la tubería

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

perforación dentro del pozo. Es decir, cuando se mueve la sarta hacia arriba, esta tiende

a levantar el lodo con mayor rapidez que la que el lodo tiene para caer por la sarta y la

barrena.

En algunas ocasiones la barrena, los lastrabarrenas (DC), la tubería pesada (HW) o los

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

efecto.


26

Si esta reducción de presión es lo suficientemente grande como para disminuir la presión

hidrostática efectiva a un valor por debajo de la formación, dará origen a un

desequilibrio que puede causar un brote. Entre las cuales destacan:

• Velocidad de extracción de la tubería

• Propiedades reológicas

• Geometría del pozo

• Estabilización de la sarta

2.4.5 Pérdidas de Circulación

Las pérdidas de circulación son uno de los problemas más comunes durante la

perforación de un pozo y se clasificación en dos tipos:

• Pérdidas naturales o intrínsecas

• Pérdidas mecánicas o inducidas

Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de perforación de un pozo, se

corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o

de yacimiento, en un pozo exploratorio o delimitador.

Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática ejercida por el mismo puede

disminuir a un punto tal, que permita que el pozo fluya originado un brote.

Con el objeto de reducir la pérdida de circulación se recomienda efectuar las prácticas

siguientes:

• Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo

• Mantener el mínimo de sólidos en el pozo

• Mantener los valores reológicos en condiciones óptimos de operación

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

• Evitar incrementos bruscos de presión

• Reducir la velocidad de introducción de la sarta

2.5 Indicadores definidos

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

Los indicadores de que el lodo está fluyendo fuera del pozo son:

• Aumento del volumen en presas


27

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

• Flujo del pozo teniendo la bomba parada

• El pozo acepta más lodo o menos del calculado

2.5.1 Aumento de volumen en presas

Suponiendo que no se añada fluido ni a los tanques ni a las presas de lodo, una ganancia

en el volumen de cualquiera de estos al estar perforando, es un signo seguro de que se

tiene un brote. Existe equipo de medición de volumen que debe tenerse en las presas y

los tanques de lodo y que hace sonar una alarma indicadora si el nivel de lodo aumenta

o disminuye de la prefijada. También hay disponible, accesorios que mantienen un

registro constante del volumen en presas. A estos se les conoce como totalizadores de

volumen en presas.

2.5.2 Aumento en el gasto de salida

Un aumento en el gasto de salida es también una indicación 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 las temblorinas y cualquier cambio fuera

de lo normal; existen equipos medidores de gasto, que detectan esas variaciones en

forma automática.

2.5.3 Flujo sin circulación

La indicación más definida de un brote, es un pozo fluyendo teniendo las bombas

paradas. Si el indicador así se manifiesta, es seguro que un brote este en camino; atender

un pozo de esta manera es “observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo se

detienen y el espacio anular se observa para determinar si el pozo continúo fluyendo o

si el nivel estático del fluido está aumentando. Cuando se “observa el pozo”, la práctica

normal consiste en subir la sarta de perforación de manera que la flecha se encuentre

arriba de la mesa rotaria.

2.5.4 El pozo acepta menos lodo o desplaza más en los viajes

Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícil detectar

un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote en sus inicios, es

necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida o sacada del pozo y el

correspondiente volumen de lo desplazado o requerido para su llenado correspondiente.

Al introducir tubería dentro del pozo, se desplaza lodo hacia fuera. El volumen de lodo

desplazado debe ser igual al volumen del acero de la tubería introducida. Si el volumen

desplazado es mayor que el volumen del acero, entonces fluidos de la formación estarán

entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera, es decir está ocurriendo un brote. Si el

volumen de lodo desplazado es menor que el volumen de la tubería introducida, se

tendrá una pérdida de circulación.


28

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

ocupando el espacio previamente ocupado por la tubería que se sacó. El volumen de

lodo requerido para llenar el pozo debe ser igual al volumen de acero extraído. Si por el

contrario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo, entonces se tendrá 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 una operación más crítica que su

introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo. En otras palabras,

tanto el efecto de sondeo como el de llenado ocasional del pozo, reduce la presión en el

fondo y esto puede originar un brote.

El volumen real requerido para llenar el pozo puede medirse mediante:

• Tanque de viajes

• Medidor de gasto

• Cambio en el nivel de presas

• Contador de emboladas

2.6 Indicadores Indefinidos

Los indicadores indefinidos en el pozo se pueden valorar como señal de brote, aunque

estos se pueden deber a otras razones totalmente ajenas a un brote, los cuales son:

• Aumento en la velocidad de perforación

• Disminución de la presión de bombeo y aumento de emboladas

• Lodo contaminado con gas

• Lodo contaminado con cloruros

• Cambio en las propiedades reológicas del lodo

• Aumento en el peso de la sarta de perforación

2.6.1 Aumento en la velocidad de perforación

Un aumento en la velocidad de perforación puede ser un indicador de un posible brote.

La velocidad de perforación está en función de los siguienes factores:

• El peso sobre la barrena

• Velocidad de rotación

• Densidad de lodo

• Hidráulica

• Características de la formación

Pero también se determina por la presión diferencial entre la presión hidrostática del

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


29

presión hidrostática dentro del pozo, aumenta considerablemente la velocidad de

penetración de la barrena. Cuando esto ocurra, y no se tiene cambios en alguna de las

otras variables, se debe sospechar la presencia de un posible brote; esta posibilidad es

mayor cuando se perfora en zonas de presión anormal o de yacimiento.

2.6.2 Disminución de la presión de bombeo y aumento de las emboladas

Cuando un brote ocurre mientras se perfora, los fluidos debido al brote están únicamente

en el espacio anular.

La presencia de dichos fluidos que tienen una 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 la sarta fluya al espacio anular

más fácilmente, con la consecuente disminución de presión de bombeo y el

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

Sin embargo, hay que hacer notar que una disminución de presión de bombeo también

puede deberse a las causas siguientes:

• Reducción en el gasto de circulación

• Agujero o fisura en la TP

• Junta de la sarta lavada por presión

• Desprendimiento de una tobera en la barrena

• Cambio en las propiedades del lodo

2.6.3 Lodo contaminado con gas

La aparición del lodo contaminado con gas puede deberse al fluido contenido en los

recortes de la barrena o al fluido de la formación al pozo que están siendo circulados a

superficie. Conforme el gas se va expandiendo al acercase a superficie, el lodo

contaminado con gas provoca disminución en la presión hidrostática, lo cual puede

ocasionar un brote.

2.6.4 Lodo contaminado con cloruros

La detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua, pueden ser un indicador

de que los fluidos de perforación entran al pozo, y en consecuencia sea el origen posible

de un brote. Aunque el aumento de cloruros también puede ser originado al perforar una

sección salina.

2.6.5 Cambio en las propiedades reológicas del lodo

Cuando las propiedades reológicas cambien, debe tenerse presente que tal variación

puedo ser causada por la entrada de un flujo invasor, lo cual se manifiesta en la variación

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


30

2.6.6 Aumento en el peso de la sarta de perforación

Aun cuando este indicador es difícil de detectar es conveniente mencionar. Cuando

ocurre un brote y los fluidos de formación entran al pozo, el efecto de flotación de la

sarta de perforación se reduce, ocasionando como resultado un incremento en el peso

de la tubería, siendo más representativo en altas densidades, dado que tiene un factor de

flotación mayor.

2.7 Importancia de respuesta oportuna

Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se encuentra fluyendo, generalmente un

brote está en camino. A la acción de verificar el estado de un pozo se le conoce como

“Observar el pozo” Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y los niveles en

TP y TR son observados para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel de

lodo está aumentando.

Al observar el pozo, se recomienda como práctica subir la sarta de perforación, de

manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotaria.

El aumento en el gasto de salida mientras se circula con gasto constante, generalmente

es señal de que está ocurriendo un brote.

Generalmente, una ganancia o aumento de volumen en presas al estar perforando es

indicativo de que se tiene un brote.

Ninguno de los indicadores mencionado es absoluto; por lo que se deben analizar en

conjunto. Sin embargo, cuando exista la presencia de alguno de los indicadores antes

mencionados, se justifica el tener que investigar de inmediato la causa, ya que se requiere

una pronta respuesta a cualquier indicador para poder mantener el control del pozo.

2.8 Presión de Cierre, PCTP Y PCTR

Cuando un brote se presenta, causa modificaciones en las presiones. Luego se estabilizan

los valores de presión, asegurando un nuevo equilibrio entre la presión de fondo del pozo

y la presión de formación, lo cual lleva algunos minutos, dependiendo del fluido invasor

y la permeabilidad de la formación. Cuando el pozo se cierra y su presión se estabiliza,

un control del pozo es necesario, registrándose dos lecturas específicas de presiones.

PCTP: Presión de cierre en tubería de perforación

El shut-in drill pipe pressure (SIDPP o PCTP) es la presión leída en la tubería de

perforación después de la estabilización con el pozo cerrado en presencia de un brote.

PCTR: Presión de cierre en tubería de revestimiento


31

La shut-in casing pressure (SICP o PCTR) es la presión leída en la tubería de

revestimiento después de la estabilización con el pozo cerrado en presencia de un brote.

En la mayoría de los casos, la presión de cierre en la tubería de revestimiento (PCTR) es

más alta que la presión de cierre en la tubería de perforación (PCTP). Esto se debe a que

los fluidos de la formación con mayor facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al

lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre comúnmente con el lodo

del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP como el más

confiable para calcular la densidad de control, debido a que es la columna menos

contaminada.

2.9 Presión de circulación

La presión de circulación es la presión ejercida en las tuberías.

Presión reducida de circulación (PRC): Es la presión mínima ocasionada por un gasto

mínimo de bombeo suficiente para vencer los geles del fluido de perforación e inicia a

circular el lodo.

Durante el control de un pozo se presentan dos diferentes presiones de circulación.

Presión inicial de circulación (PIC) y presión final de circulación (PFC)

Presión inicial de circulación: Es la presión a la cual comienza a circular el lodo a través

de la tubería durante un control.

PIC= PCTP + PRC

PIC= Presión inicial de circulación (psi)

PCTP: Presión de cierre en tubería de perforación (psi)

PRC= Presión reducida de circulación (psi)

Presión final de circulación: Es la presión con la cual debe llegar el fluido a la barrena

por lo que debe ser menos que la inicial.

PFC =𝑃𝑅𝐶 ∗ 𝜌𝑐

𝜌𝑜

PFC = Presión final de circulación (psi)

PRC= Presión reducida de circulación (psi)

𝜌𝑐= Densidad de control (g/cm3)


32

𝜌𝑜= Densidad original (g/cm3)

Los datos necesarios registrar en una bomba son:

• Marca

• Modelo

• Diámetro de la camisa

• Longitud de carrera

• Emboladas máximas

• Presión de operación a un gasto establecido

• Presión límite de operación

Para bombas triplex de simple acción, considerando un 90% de eficiencia, se aplican las

siguientes ecuaciones:

Bomba Triplex:

Q = 0.0386 x L x D2 = lt/emb

Q = 0.0102 x L x D2 = gal/emb

Donde:

Q = Capacidad de la bomba (lt /emb o gal/ emb)

L = Longitud de la carrera (pg)

D = Diámetro de la camisa (pg)

Bomba dúplex doble acción:

Q = 0.02575 x L (2D2 – d2) Lt/Emb.

Q = 0.0068 x L (2D2– d2) = Gal/Emb

Donde:

Q = Volumen por embolada en lt.

D = Diámetro de la camisa en pg.

d = Diámetro de vástago en pg.

L = Carrera de la bomba en pg.

2.10 Presión Máxima Permisible

Es la presión máxima a la que se puede someter las conexiones superficiales de control

en condiciones de operación.


33

La norma API-6A y el boletín API-13 presentan las especificaciones del equipo y

conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000,

5000, 10,000 Y 15,000 psi.

La presión de trabajo de la cabeza del pozo debe ser mayor a las máximas presiones

esperadas. Esta presión debe ser mayor que:

• Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento

• Presión máxima anticipada

• La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR

En cuanto a los valores de presión interna de la tubería de revestimiento se recomienda

por seguridad usar solamente el 80% del valor nominal.

2.11 Cálculos Complementarios

Los cálculos de los parámetros que a continuación se enuncian, son el complemento

para llevar a cabo un control de brotes más estricto, ya que sólo teniendo los cálculos

básicos se puede llevar a cabo el control del pozo de una forma adecuada.

Estos cálculos son los siguientes:

A. Determinación del tipo de brote

B. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo

C. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita

2.11.1 Determinación del tipo de brote

Los fluidos de la formación asociados con un brote son: aceite, agua, gas o una

combinación entre ellos. Existen diferencias en el comportamiento de las presiones que

van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medida que éstos circulan.

La presión en las tuberías de perforación y de revestimiento y el aumento de volumen

en presas (si se mide con suficiente precisión) se emplean para estimar el tipo de brote

mediante el cálculo de la densidad del fluido invasor a través de la siguiente ecuación:

Dfi = Do – 10 (PCTR−PCTP)

Lb

Donde:

Dfi = Densidad del fluido invasor (gr/cm3)

Do = Densidad original del lodo en el pozo (gr/cm3)


34

PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada (kg/cm2)

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

Lb = Longitud de la burbuja (m)

Midiendo el aumento de volumen en presas y con el factor de capacidad anular de la

sección donde se estima esté localizada la burbuja, la longitud se determina con la siguiente ecuación:

Lb = Incremento del volumen en presas (lt)

Capacidad del espacio anular (lt

m)

Obteniendo la longitud de la burbuja, se aplica la fórmula para calcular la densidad del

fluido invasor. Si la densidad calculada es menor a 0.69 gr/cm3, el brote es de aceite con

alguna cantidad de gas, entre menor sea la densidad se trata de mayor cantidad de gas.

Una densidad mayor a 0.87 gr/cm3 indica que el flujo invasor es agua salada.

2.11.2 Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo

Una vez que conoce la densidad del lodo de control, es necesario calcular la cantidad

de barita requerida para aumentar el peso del lodo hasta obtener la densidad adecuada.

Con la siguiente ecuación se calcula la cantidad de barita que se necesita para

incrementar la densidad a 1 m3 de lodo a la densidad requerida:

Núm. sacos de barita = 85 (𝑑𝑐−𝑑𝑜)

(4.15−𝑑𝑐)

Donde: Núm. sacos de barita = (scs/m3)

dc = Densidad de lodo de control (gr/cm3) do = Densidad inicial de lodo (gr/cm3) 4.15 = Peso específico de la barita (gr/cm3)

Donde: Cantidad de barita = Núm. sacos de barita x volumen de lodo en el sistema

= scs/m3 x m3 de lodo


35

2.11.3 Incremento en el volumen de lodo por adición de barita

Cuando se adiciona al sistema de lodo a fin de aumentar su densidad, también se esta

aumentando su volumen. Es conveniente conocer este aumento de volumen antes de agregar el material densificante, con objeto de disponer la capacidad de almacenamiento

suficiente. Dicho incremento se calcula con la siguiente ecuación:

Inc.Vol. = Núm Sacos de Barita Totales

85 = m3


36

CAPÍTULO 3

SISTEMA DE CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL

3.1 Descripción del sistema de circulación

El sistema de circulación empieza con las bombas de lodo que son suministradas por

motores eléctricos o diésel. Después de salir de la bomba de lodos, el fluido de

perforación sube por el tubo vertical atado al pie de la torre de perforación, pasa a través

de un conjunto de conexiones denominado “stand pipe”, posteriormente a la manguera

del kelly y luego fluye hacia abajo dentro del kelly a través de una unión giratoria y

dentro de la tubería de perforación hasta alcanzar la barrena. Una barrena tiene dos o

más toberas que aceleran el lodo para obtener un flujo de gran velocidad, el cual lava el

fondo del pozo para mantener limpios los cortadores de la barrena.

A partir del fondo del pozo, el lodo sube por el espacio anular que existe entre la pared

de la formación y el pozo, transportando los recortes generados por la barrena. El lodo

y su carga de recortes fluyen fuera del pozo (niple de campana), pasando a través de una

tubería inclinada de gran diámetro (línea de flote o de retorno) hasta llegar a las

temblorinas, cayendo lodo dentro de la presa de asentamiento. Éstos son tanques

metálicos rectangulares de gran tamaño, conectados por tuberías.

La presa de asentamiento únicamente permite que los sólidos residuales de gran tamaño

puedan asentarse por separado; el lodo pasa dentro de los agitadores, ubicados corriente

abajo, donde se separa el gas, la arena y el sedimento. Posteriormente el lodo entra a la

presa de succión, donde las bombas lo extraen para hacerlo circular de nuevo dentro del

pozo y también se usa para agregar químicos de tratamiento y aditivos acondicionadores

del lodo.


37

Figura 3.1 Descripción del sistema de circulación, AIPU Solid Control, Eritia (2017)

3.2 Sistema desviador de Flujo (Diverters)

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

proporcionando un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la

tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalan los preventores.


38

El API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo, establecen los criterios para

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

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

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

o parar el flujo; si no, más bien desviarlo al abrir 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 con el consecuente riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la

tubería conductora, poniendo en peligro a la cuadrilla y a las instalaciones de

perforación.

Figura 3.2 Desviador de flujo con líneas de desfogue, Programa de acreditación en control

de pozo WellCap, Pemex (2002)

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

conductora a poca profundidad. En el caso de pozos en plataformas costa afuera, por lo

general se instala una TR conductora de gran diámetro por debajo del fondo o lecho

marino.

El sistema desviador de flujo se instala sobre la tubería conductora y básicamente

consiste de un preventor anular (esférico) o cabeza giratoria que tenga el diámetro

interior suficiente que permita pasar la barrena para perforar la siguiente etapa. Debajo


39

del desviador se debe instalar una línea de desfogue de diámetro adecuado y longitud

suficiente para dirigir los flujos provenientes del pozo, lejos de la unidad de perforación.

Estas líneas de venteo deben ser de paso completo y abrir automáticamente en cuanto

se cierre el desviador de flujo. Todo el conjunto después de su instalación debe probarse

a satisfacción a fin de asegurar que funcione correctamente.

Figura 3.3 Desviador de flujo en plataforma semisumergible, Programa de acreditación en

control de pozo WellCap, Pemex (2002)


40

Recomendaciones:

• Verificar diariamente la operación correcta del sistema desviador de flujo,

accionándolo desde los controles remotos

• Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas

• En función de la planeación y programación de la perforación del pozo; después

de cementar o hincar la tubería conductora. Debe instalarse un sistema desviador

de flujo consistente de un elemento de sello, líneas de venteo, válvulas de

derivación y un sistema de control

• Las salidas del desviador deben tener un diámetro mínimo de 12 pulgadas al

trabajarse en pozos de plataforma marina y de 10 pulgadas al operarse en pozos

terrestres

• El sistema debe tener un control remoto en el piso de perforación y además otro

en un lugar de fácil acceso.

El uso del desviador de flujo es recomendable cuando se tenga duda de que el pozo

pueda cerrarse sin que la presión generada rompa la formación debajo de la tubería de

revestimiento superficial (y el flujo pueda canalizarse hasta la superficie).

Las ventajas de usar un sistema desviador de flujo son:

• Evita el fracturamiento de la formación debajo de la zapata de la tubería de re-

vestimiento superficial

• Transporta los fluidos a una distancia segura, lejos del pozo

Las desventajas son:

• El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, es más difícil de controlar

• Se tiene que manejar grandes cantidades de fluido invasor en superficie

• Se debe disponer grandes cantidades de lodo y material densificante

3.3 Cabezales de tubería de revestimiento

El cabezal de la tubería de revestimiento forma parte de la instalación y terminación de

una etapa de perforación, se usa para anclar y sellar alrededor la siguiente tubería de

revestimiento.

Los cabezales pueden ser de tres tipos:

-Roscable

-Soldable


41

-De cuñas invertidas o bridado

Estos antes mencionados se usan como base a fin de instalar el conjunto de preventores.

Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar líneas primarias de

matar y estrangular, pueden usarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de

control y su uso debe limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las

líneas no estén instaladas, es recomendable disponer de una válvula y un manómetro en

dichas salidas.

La norma API-6A del Instituto Americano del Petróleo establece las siguientes

especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento.

• La presión de trabajo debe ser igual o mayor que la presión superficial máxima

que se espere manejar

• Resistencia mecánica y capacidad de presión acorde a las bridas API y a la tubería

en que se conecte

• Resistencia a la flexión (pandeo) es igual o mayor que la tubería de revestimiento

en que se conecta

• Resistencia a la compresión para soportar las siguientes tuberías de revestimiento

que se van a colocar

Figura 3.4 Cabezal soldable 16 ¾” 3m con válvulas mecánicas 2 1/16” 3m y TR de 16”,

Estandarización de las conexiones superficiales de control, Pemex (2008)

Para prevenir fallas por fugas en el cabezal de TR se requiere efectuar una prueba

hidrostática. Como lo establecen las Normas API-6A y RP 53 del Instituto Americano

del Petróleo.


42

3.4 Conjunto de Preventores

Durante la operacion de perforación si llega a manifestarse un brote, el sistema de

control superficial debe tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el

pozo y circular el fluido invasor fuera de él.

El control de un pozo lo constituyen generalmente en la superficie, los sistemas

independientes son de circulación y del conjunto de preventores.

El conjunto de preventores que se instala debe tener un arreglo que permita:

1.- Cerrar la parte superior del pozo alrededor de la tubería de perforación o

lastrabarrenas y en su caso bajo condiciones de presión meter la tubería hasta el fondo

del pozo

2.- Descargar en forma controlada el gas, lodo cortado con gas o agua salada

3.- Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie

4.- Colgar la tubería de perforación y si es necesario cortarla

5.- Conectarse al pozo nuevamente, después de un periodo de abandono temporal

6.- Una redundancia en equipo para el caso de que algún componente falla, pueda

inmediatamente operarse otro

El arreglo de preventores de superficie lo forman varios componentes. Algunos de estos

son los preventores anulares (esféricos), los preventores de arietes en sus diversas formas,

los carretes de control, y demás componentes los cuales a continuación se describen.

Antes de proceder a la instalación de un conjunto de preventores o después de cada etapa

de perforación debe verificarse en el pozo lo siguiente:

• Inspección visualmente de cada preventor, principalmente las cavidades donde

se alojan los arietes, el estado que guardan las pistas y los conductores de las

salidas laterales, con objeto de verificar que no estén dañados o desgastados

• Inspeccionar el buen estado del elemento sellante frontal de cada ariete, así como

el preventor anular

• Verificar la posición en la instalación de cada preventor, así como la correcta

conexión de las líneas de apertura y cierre

Las operaciones de perforación no deben iniciarse hasta que el sistema de control

superficial esté debidamente instalado y probado, en lo que respecta a su operación y

presión de trabajo.


43

El sistema de control superficial debe probarse en función de las actividades siguientes:

• Al instalar o antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento

• Antes de perforar una zona de alta presión o de yacimiento

• Después de efectuar cualquier reparación o cambio de sello en el conjunto de

preventores o en alguno de sus componentes, en el que debe probarse por lo

menos la parte reparada

La norma API RP 53, establece que debe probarse el sistema de control superficial

cuando menos cada 21 días, en caso de no ocurrir ninguno de los eventos anteriores.

La norma API 16D establece que los sistemas de control superficial deben diseñarse, fabricarse e instalarse de acuerdo a la misma.

Los requisitos en las pruebas con presión del sistema de control superficial son:

• Debe circularse agua limpia en el sistema de control superficial, con objeto de

lavar y eliminar los sólidos que pudieran obturar posibles fugas, e instalar el

probador adecuado para la prueba.

• Probar el sistema de control superficial a una presión de 200 a 300 psi con la

finalidad de localizar posibles fugas en algunos de los componentes antes de

aplicar la presión de prueba que dañará o deteriorará más las partes con fugas.

• Los preventores de arietes se deben probar a su presión de trabajo o al equivalente

máximo del 80% de la presión interna de la tubería de revestimiento de menor

resistencia en que se encuentran instalados.

Los arietes variables deben probarse a presión, cerrándose alrededor de cada diámetro

de tubería en la sarta, de acuerdo a su rango de cierre.

• El preventor anular se debe probar al 70% de su presión de trabajo, con objeto de

tener mayor duración del elemento de sello.

• Al efectuar las pruebas de preventores, también deben probarse todos y cada uno

de los componentes del sistema de control superficial a la misma presión de

prueba que los preventores de arietes.


44

Entre ellos, los elementos que deben probarse son:

• Válvulas superior e inferior de la flecha

• Preventores interiores que se tienen en el piso de perforación

• Válvulas de múltiple de estrangulación

Las pruebas de cada componente se toman como satisfactorias si se mantiene la presión

de prueba durante un periodo de cinco a quince minutos. Los resultados de las pruebas

de presión, de las inspecciones físicas y de los componentes primordiales del sistema o

de sus controles no funcionan, se deben suspender las operaciones de perforación para

reparar la falla.

La clasificación típica API para conjuntos de preventores se basa en el rango de presión

de trabajo. Los arreglos que el API RP-53 recomienda son los adecuados para operar

con 2,000, 3,000, 5,000, 10,000 y 15,000 lb/pg2 (140; 210; 350; 700 y 1055 kg/cm2) de

presión de trabajo, y el código API empleado en la designación de los diferentes arreglos

de preventores es el siguiente:

G - Cabeza rotatoria

A - Preventor anular

Rd - Preventor doble de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte

Rt - Preventor triple con tres juegos de arietes, instalado al criterio del operador

S - Carrete de control con salidas laterales para líneas de matar y estrangular

R - Preventor de arietes para tubería de perforación, ajustable o variables

K - 1,000 lb/pg2 (70 kg/cm2) de presión de trabajo


45

Figura 3.5 Arreglo típico de preventores para 2,000 lb/pg2 de presión de trabajo, Manual

de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)

Figura 3.6 Arreglos de preventores 3,000 y 5,000 lb/pg2 presión de trabajo, Manual de

capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)


46

Figura 3.7 Arreglos típicos de preventores para 10,000 y 15,000 lb/pg2 de presión de

trabajo, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)

3.4.1 Preventor Esférico

Este preventor también es conocido como anular, se instala en la parte superior de los

preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote. El tamaño

y su capacidad deben ser iguales a los preventores de arietes. Ente los cuales destacan:

-Preventor Anular Hydril tipo “GK”

-Preventor Anular Cameron tipo “D” y “DL”

El preventor anular consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule

sintético, que al operarlo se deforma concéntricamente hacia su parte inferior efectuando

el cierre alrededor de la tubería. Al abrir este hule sintético se contrae y queda en posición

abierta al mismo diámetro que los otros preventores.

Características:

• Cierra sobre cualquier herramienta de perforación sin importar su geometría

o diámetro exterior de la sarta de uso, incluyendo la flecha

• Permite introducir o sacar tubería y herramientas con presión en el pozo

• Permite rotar lentamente la tubería en caso de requerirse

• El posible cambiar el elemento sellante con tubería dentro del pozo

• Para elementos de la unidad de registros geofísicos, cierra sobre el cable, la

sonda o las pistolas


47

Figura 3.8 Preventor anular “Hydril tipo GK”, Pemex Exploración y Producción Un Siglo de la

Perforación en México. Tomo 13 - Control de Brotes.


48

Algunas de las recomendaciones de operación son las siguientes:

• La frecuencia de las pruebas es similar a la del conjunto de preventores

• El preventor anular debe probarse al 70% de su rango de presión de trabajo y

siempre sobre la tubería de perforación, aplicando la presión de cierre

recomendada por el fabricante en función del diámetro de la tubería

• Para introducir o sacar tubería en un pozo con presión se ajusta la presión de

cierre a la mínima necesaria para permitir el movimiento de la tubería hacia

arriba o hacia abajo (esto en función de la presión que exista en el pozo)

• Se puede estar adicionando aceite continuamente a la tubería para lubricarla.

La siguiente tabla muestra las presiones de cierre para diferentes diámetros de tubería

sin presión en el pozo

Presión de cierre en psi del preventor anular hydril sin presión en el pozo

Diámetro

a Cerrar

(pg)

HYDRIL

MSP TIPO "GK"

29 1/2 -

0.5M

21 1/4-

2M

16 3/4 -

5M

13 5/8 -

5M

13 5/8 -

10M

11"-

5M

11"-

10M

7 1/6"-

10M

12 950

6 5/8 550 550

5 1350 500 600 600

4 1/2 550 600 650 525 650 420 350

3 1/2 600 650 700 640 700 600 550

2 7/8 650 750 750 815 750 780 750

Ciego 1500 1100 1150 1150 1150 1150 1150 1150

Figura 3.9 Presión de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydril sin presión en el pozo,

Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)


49

3.4.2 Preventor Arietes

El preventor de arietes se caracteriza por usar diferentes tipos de arietes que se

requieren en los arreglos de preventores, y por su diseño es más seguro.

Figura 3.10 Preventor Sencillo de Arietes, Manual de capacitación WellCap, Nivel

Supervisor, Pemex (2012)

Las características principales de los preventores son:

• El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble

• Se instala en pozos terrestres o en plataformas

• La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes

• Tiene un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes


50

Figura 3.11 Preventor Doble de Arietes, Pemex Exploración y Producción Un Siglo de la

Perforación en México. Tomo 13 - Control de Brotes.

Los arietes en los preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y

de un conjunto sellante que se diseña a fin de sellar eficazmente.

Los arietes en la 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.

Características:

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

debe 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.

Los tipos de arietes que se usan en los preventores son los siguientes:

3.4.2.1 Arietes Variables

Los arietes variables son similares a los descritos anteriormente. La característica que

los distingue es cerrar sobre un rango de diámetro de tubería.


51

Rango de Cierre de Arietes Variables

Tamaño (pg) Presión de Trabajo (Psi) Rango de Cierre

7 1/16 3000,5000, 10000 y 15000 3 1/2 – 2 3/8 4 – 2 7/8

11 3000,5000, 10000 5 – 2 7/8 5 1/2 – 3 1/2

11 15000 5 – 2 7/8

13 5/8 3000,5000, 10000 7 – 4 1/2 5 – 3 1/2

13 5/8 15000 7 – 5 5 – 3 1/2

16 3/4 5000, 10000 7 – 3 1/2

16 3/4 10000 5 – 2 7/8

18 3/4 10000 7 5/8 – 3 1/2

5 – 2 7/8

Figura 3.12 Rango de Cierre de Arietes Variables, Manual de capacitación WellCap, Nivel


3.4.4.2 Preventor Ciego

El preventor ciego, tomando el arreglo más común para la perforación de zonas de alta

presión y pozos de desarrollo, se coloca arriba del carrete de control.

Ventajas:

Se demuestra estadísticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubería

dentro del pozo, entonces el preventor inferior hace la función de válvula maestra por

conectarse directamente a la boca del pozo evitando las bridas, las 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 se cierra con el preventor inferior permite efectuar reparaciones y

corregir fugas del conjunto de preventores; además cambiar unidades completas.

Cuando el preventor ciego se cierra, no se tiene ningún control si ocurre alguna fuga en

el preventor inferior en el carrete de control. En caso de querer soltar la tubería no se

dispone de una válvula maestra que cierre totalmente el pozo.

Cuando se está perforando el yacimiento, se debe usar arietes de corte en sustitución de

los ciegos. Si se usan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro mayor

se instalan en el preventor inferior y los del diámetro menos en el superior. Aunque si se


52

está sacando la tubería de perforación del pozo de diámetro menor, solo se dispone del

preventor anular y uno de arietes.

3.4.2.3 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 normal de

perforación.

Figura 3.13 Arietes ciegos de corte, marca Cameron, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)

3.4.3 Empaque de los preventores (Elastómeros)

El empaque o partes elásticas de los preventores deben identificarse por el tipo de caucho, composición, proceso de fabricación empleado, grado de dureza, etcétera.

Las características anteriores determinan el uso más apropiado en cada tipo. Las partes elastoméricas deben marcarse al moldearse a fin de identificar el tipo de caucho, rango de dureza, número de parte y código empleado. El sistema de código de

identificación se compone de tres partes: a. Dureza b. Código API

c. Número de parte del fabricante


53

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 en cada

tipo de empaque.

La siguiente tabla contiene los códigos que se emplean en la selección de los elementos

sellantes.

Tipo de elastómero

Rango de dureza

Código API

Aplicación típica de servicio

Epiclorohidrina 70-75 CO Fluidos de perforación base agua y bajas temperaturas

Caucho Natural 67-75 NR Fluidos de perforación base agua, contaminación con H2S

y temperaturas bajas y medias

Neopreno 70-78 CR Fluidos de perforación base aceite y agua, contaminación

con H2S y temperaturas normales y altas.

Nitrilo 70-82 NBR Fluidos de perforación base aceite, contaminación con

H2S y temperaturas normales y altas

Figura 3.14 Guía para la selección del elemento sellante, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)

Todo empaque de caucho requiere inspeccionarse antes de usarse, por lo que 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 elimínar y cámbiar

por otra en condiciones adecuadas.

• Si la pieza es de tamaño grande, corte una tira de área no crítica y efectúe la

prueba; ejemplo corte una tira de caucho entre los segmentos de un elemento

sellante del preventor anular para realizar el ensayo mencionado.

• Cuando el empaque del caucho se expone a la intemperie, ocasiona que la

superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que también

debe efectuarse la prueba anterior.


54

3.5 Carrete de Control

El carrete de control es un componente que comúnmente se instala entre el preventor de

corte y el preventor sencillo, se usa para conectar las líneas primarias de matar y

estrangular en el conjunto de preventores.

El API-RP-53 del Instituto Americano del Petróleo recomienda que estas líneas se

conecten a un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control

y así disminuir la altura del conjunto de preventores, así como el número de bridas, dado

que es el punto más débil del conjunto. Sin embargo, en la mayoría de los casos se opta

por usar un carrete de control, ya que como están sujetos a la erosión, resulta más

económico eliminar un carrete que un preventor, también se dispone de mayor espacio

entre preventores, lo que facilita la operación al introducir la tubería.

Se recomienda cumplir con las siguientes especificaciones de operación:

• Para rangos de presión entre 2000 y 3000 psi, las salidas laterales deben tener un

diámetro mínimo de 2 pulgadas.

• El diámetro interior del carrete de control debe ser por lo menos igual al del

último cabezal instalado.

• Para presiones de trabajo arriba de 5000 psi, las salidas deben ser de un diámetro

interior mínimo de 2 pulgadas para la línea de matar y 3 pulgadas para la línea

de estrangular.

• El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores.

Figura 3.15 Carrete de Control, Estandarización de las conexiones superficiales de

control, Pemex (2008)

3.5.1 Línea de Matar

La línea de matar es una de las partes integrales del sistema de control superficial,

requerido para llevar a cabo las operaciones de control de pozos cuando el método de

control (a través de la flecha o directamente por la tubería) no puede emplearse.

La línea de matar conecta las bombas de lodo del equipo con una de las salidas laterales

del carrete de control o de los preventores.


55

La conexión de la línea de matar al arreglo de preventores, depende 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.

Solo en caso de extrema urgencia, la línea de matar se puede conectar a las salidas

laterales del cabezal o carrete de TR o debajo de un preventor de arietes para tubería que

se encuentre más abajo del arreglo.

Para la línea de matar son aplicables las especificaciones referidas en la línea y múltiple

de estrangulación, las más sobresalientes son las siguientes:

• Todas las líneas, válvulas, conexiones, válvulas de contrapresión deben ser de un

rango de presión de trabajo similar al que tiene el conjunto de preventores como

mínimo.

• El diámetro mínimo recomendado es de 2 pulgadas y se debe evitar componentes

con diámetro interior reducido.

• Debe tener doble válvula conectada a la salida lateral de los preventores.

• Únicamente se deben usar conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el

uso de las roscables en todos los componentes cuando el rango de presión de

trabajo sea mayor a 3000 psi.

• La línea debe probarse a la misma frecuencia y presión del conjunto de

preventores; así mismo, en lo que se refiere a la inspección y operación.

• Debe estar provista de por lo menos una válvula de contrapresión (check), con el

fin de evitar que el pozo quede desprotegido si al estar bombeando por la línea

ocurre una fuga.

Figura 3.16 “Línea de matar de 5M, 10M y 15M Psi”, Pemex Exploración y Producción

Un Siglo de la Perforación en México. Tomo 13 - Control de Brotes


56

3.5.2 Línea de Estrangular

El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces, arreglos de flujo,

estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo de lodo y los fluidos invasores

durante el proceso de control del pozo.

Es un sistema de control superficial que se conecta al arreglo de preventores a través de

líneas metálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o permiten que

este (por medio de válvulas) sea confinado también.

La estandarización y aceptación se reglamenta por la norma API 16C y por las practicas

recomendadas API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo.

El diseño del múltiple de estrangulación debe considerar diversos factores que se deben tomar en cuenta, que son:

• 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

Existen tres tipos de arreglos que dependen del rango de presión de operación y son:

• Entre 2,000 y 3,000 psi

• Hasta 5,000 psi

• De 10,000 a 15,000 psi


57

Figura 3.17 “Múltiple de estrangulación para 2000 y 3000 psi”, Pemex Exploración y

Producción Un Siglo de la Perforación en México. Tomo 13 - Control de Brotes

Figura 3.18 “Múltiple de estrangulación para 5000 psi”, Pemex Exploración y

Producción Un Siglo de la Perforación en México. Tomo 13 - Control de Brotes


58

Recomendaciones en la operación:

• La línea y el múltiple de estrangulación deben probarse a la misma presión y

frecuencia que el conjunto de preventores.

• Todas las válvulas, conexiones y líneas deben cumplir con el API-RP 53, en

relación con la presión de trabajo, temperatura y corrosión.

• Para rangos de presión de trabajo superiores a 3,000 psi deben emplearse

únicamente conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de

roscables.

• La línea de estrangulación se debe equipar con doble válvula, una de las cuales

es hidráulica cuando la presión es mayor de 5,000 psi.

• La línea debe ser lo más recta posible y estar suficiente anclada para evitar

vibraciones.

• El diámetro mínimo de las líneas de estrangulación debe ser de 2 pulgadas.

• Debe de haber más de una línea de descarga del estrangulador, con objeto de no

suspender por obturamiento, erosión, fugas.

• Debe instalarse cada válvula antes del estrangulador ajustable en rangos de

presión de trabajo de 3,000 psi.

• En todos los equipos debe instalarse un estrangulador ajustable hidráulico

adicional y consola de control.

La línea y el múltiple de estrangulación deben estar controlados exclusivamente por la

válvula hidráulica y estar dispuestos para que se desfogue por uno de los estranguladores

hacia la presa o el separador gas - lodo.

3.5.3 Estrangulador

Los estranguladores ajustables son accesorios que se diseñan para restringir el paso de

los fluidos en las operaciones de control, generando con esto contra presión 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.

La Norma API-16C recomienda que debe disponerse de dos estranguladores ajustables manuales y uno hidráulico en pozos terrestres. En los pozos marinos se recomienda usar un estrangulador hidráulico adicional.

Los métodos vigentes de control de pozos se basan en mantener una presión de fondo constante, que sea igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita el correcto equilibrio de la presión de formación, en función de las variables siguientes:

• Gasto y presión de bombeo

• Columna hidrostática en el espacio anular

• Contrapresión ejercida en el sistema


59

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, 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 3.19 Estrangulador Ajustable, Manual de capacitación WellCap, Nivel


Una de las características más importante del estrangulador ajustable es la consola de

control remoto, de donde se opera el estrangulador.

3.6 Unidad para operar los preventores (Unidad Koomey)

El sistema de control que acciona un arreglo de preventores, permite aplicar la potencia

hidráulica suficiente para operar los preventores y válvulas hidráulicas instaladas.


60

3.6.1 Acumuladores

Los acumuladores son recipientes que almacenan fluidos hidráulicos bajo presión, que

actúan hidráulicamente en el cierre de los preventores.

Por medio de nitrógeno comprimido, los acumuladores almacenan energía, la cual se

usan para efectuar un cierre rápido. Todas las unidades de cierre deben estar equipadas

de un banco de acumuladores con la cantidad mínima de fluido igual a tres veces el

volumen necesario para cerrar el preventor anular más un preventor de arietes.

Los acumuladores no deben tener un tiempo de respuesta a fin de accionar el sistema de

cada preventor de arietes, en un tiempo no mayor a 30 segundos. El tiempo de cierre

para preventores anulares menores de 18 ¾ pulgadas, no debe ser mayor a 30 segundos,

si tiene más del diámetro mencionado debe cerrarse en 45 segundos.

En general el sistema de acumuladores debe tener la capacidad suficiente de

proporcionar el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos

de los sistemas de cierre.

El número de acumuladores que debe tener un sistema es el que permita almacenar

fluido con la energía suficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la

válvula hidráulica de la línea de estrangulación con un 50% de exceso como factor de

seguridad y terminar con una presión final mínima de 1,200 psi arriba de la precarga,

teniendo el conjunto de bombas paradas.

Los acumuladores no deben operar a más de 3000 psi, su presión de precarga debe ser

de 1000 a 1100 psi y usan únicamente nitrógeno (N2), además de verificar la precarga en

cada botella cada 30 días.

Hay dos tipos de acumuladores: el tipo separador y el tipo flotador.

El tipo separador: Usa un diafragma flexible (globo), el cual es de hule sintético resistente

y separa completamente la precarga de nitrógeno del fluido hidráulico.

El tipo flotador: Usa un pistón flotante para separar el nitrógeno del fluido hidráulico.


61

Figura 3.20 Volumen de fluido disponible por Botella, Manual de capacitación WellCap,

Nivel Supervisor, Pemex (2012)

P1= Presión máxima del acumulador cuando se carga completamente (3000 lb/pg2).

P2 = Presión mínima del acumulador (es recomendable un mínimo de 200 lb/pg2 arriba

de la precarga osea 1200 lb/pg2.

P3 = Presión de precarga con nitrógeno 1000 lb/pg2 (para sistemas de 3000 lb/pg2 de

presión de trabajo).

V1= Volumen de nitrógeno a presión máxima.

V2= Volumen de nitrógeno a presión mínima.

V3= Volumen total N2 y fluido

VT= Volumen total del fluido que se requiere incluyendo factor de seguridad.

Ejemplo: Cuando se usan tres preventores de 11 pulgadas- 10,000 psi, un preventor

Hydril “GK” y la válvula hidráulica, se requiere el volumen siguiente:


62

Preventor Anular Hydril "GK" 11 pg - 10,000 PSI 25.1 Gal

Preventor Cameron "U" (TP) 11 pg - 10,000 PSI 3.3 Gal

Preventor Cameron "U" (Ciegos) 11 pg - 10,000 PSI 7.6 Gal

Válvula Hidráulica 3 pg - 10,000 PSI 0.59 (Cerrar)

Preventor Cameron "U" (TP) 11 pg - 10,000 PSI 3.3 Gal

39.89 Gal

La suma total de fluido para cerrar todos los preventores y abrir válvula hidráulica más

un 50% de exceso como factor de seguridad es:

Volumen Total 39.89 Gal

Factor de seguridad (50%) 19.94 Gal

Volumen Total Requerido 59.83 Gal

Considerando acumuladores de 10 galones de volumen total, el número necesario se

calcula de la forma:

Núm. Acum=

Volumen para cerrar preventores + 50% exceso

5 galones útiles por acumulador

Núm. Acum=

39.89 gal + 19.94 gal 5 gal/ acum

Número de Acumuladores= 11.96 = 12

Se concluye que se requieren 12 acumuladores con capacidad total de 10 galones cada

uno.

3.6.2 Fuentes de Energía

Cada unidad de cierre para operar preventores debe contar con el suficiente número y

tamaño de bombas, las cuales deben ser capaces, con el banco de acumuladores aislado,

de cerrar el preventor anular sobre la tubería en uso, abrir la válvula hidráulica de la

línea de estrangulación.

Cada unidad de cierre se forma por una combinación de bombas de aire y eléctricas.

Básicamente cada bomba opera a bajo volumen de fluido y alta presión, accionándose

por medio de una fuente neumática y la otra por medio de energía eléctrica.


63

Cada sistema lo constituyen dos bombas hidroneumáticas y una bomba triplex eléctrica.

La combinación de las bombas debe tener la capacidad para cargar el banco de

acumuladores en un tiempo máximo de 15 minutos o al menos a partir de su presión de

precarga a la presión máxima de operación.

Las bombas se instalan con la finalidad de encenderse cuando la presión en los

acumuladores baje al 90% de la presión de operación, se active un interruptor

electromagnético y arranquen automáticamente para restablecer la presión.

El sistema de la unidad de cierre debe contar con dos fuentes de energía que dependen

del equipo de perforación y de una fuente independiente que debe considerarse como

último recurso para cerrar los preventores.


64

3.6.3 Componentes del sistema Koomey

Figura 3.21 Sistema Koomey, Manual de capacitación WellCap, Pemex (2012)

1.Acumuladores 21. Manómetro en el sistema acumulador

2. Válvulas aisladoras 22. Filtro para fluido en el sistema acumulador

3. Válvula de seguridad 23. Válvula reguladora y reductora de presión

4. Filtro en línea suministro de aire 24. Manómetro en el múltiple de de

5. Lubricador de aire 25. Ram lock para aislar la válvula reductora de presión.(BY-PASS)

6. Manómetro en línea de aire 26. Válvula reguladora y para preventor anular

7. Interruptor de presión hidroneumático 27. Manómetro del preventor anular

8. Válvula para aislar el interruptor hidroneumático 28. Válvulas de cuatro vías (Ram lock)

9. Válvulas de suministro de aire a bombas hidráulicas 29. Válvula de purga

10. Válvulas de cierre en línea de succión 30. Caja de empalme de aire

11. Filtros en línea de succión 31. Transmisor de presión del preventor anular

12. Bombas hidroneumática impulsadas por aire 32. Transmisor de presión del múltiple de distribución de fluido

13. Válvulas de retención (check) 33. Transmisor de presión del sistema acumulador

14. Motor eléctrico y arrancador de bomba triplex 34. Válvula neumática reguladora de presión preventor anular

15. Bomba triplex hidroeléctrica 35. Selector regulador de presión del preventor anular

16. Válvula de cierre en línea de succión 36. Válvula de seguridad del múltiple de distribución de fluido

17. Filtro en línea de succión 37. Tapones del tanque de almacenamiento

18. Válvula de retención (check) 38. Cilindros con nitrógeno

19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica 39. Manómetro del banco de energía adicional

20. Interruptor de presión hidroeléctrica 40. Válvula maestra del banco de energía adicional


65

A continuación, se presenta en la figura 3.21, el primer sistema que indica, el nombre de

cada accesorio y la función correspondiente.

Además, como respaldo al cierre de los preventores, cada instalación terrestre o costa

fuera debe contar con un sistema de energía adicional con nitrógeno, incorporado al

sistema de control de cierre.

1. Acumuladores. - Su presión de trabajo es de 3,000 lb/pg2, y la presión de precarga

con nitrógeno, de 1,000 a 1,100 lb/ pg2. Se tiene que verificar la presión de precarga en

cada botella cada 30 días. Las botellas deben contener solamente nitrógeno, dado que el

aire y otros gases pueden causar explosión.

2. Válvulas aisladoras del banco acumulador. - Normalmente deben estar abiertas,

únicamente cerradas cuando se desea aplicar una presión mayor a 3,000 lb/pg2 o

cuando realice pruebas de efectividad de tiempo en la respuesta del sistema.

3. Válvula de seguridad del banco acumulador. – Se calibra a fin de abrir a 3,500 lb/pg2.

4. Filtro de la línea de suministro de aire. - Debe limpiarse cada 30 días.

5. Lubricador de aire. - Debe usar lubricante SAE -10 o equivalente y ajustarse para que

provea seis gotas de aceite por minuto, además de su revisión semanal.

6. Manómetro indicador de la presión de la línea de suministro del aire. - Rango de

presión de 0 - 180 lb/pg2.

7. Interruptor de presión automático hidroneumático. - Normalmente está regulado para

cortar a 2,900 lb/ pg2 en unidades que cuentan con bombas neumáticas y eléctricas.

Cuando la presión en el Sistema desciende, aumentar la presión de corte, gire la tuerca

que ajusta el resorte de izquierda a derecha, y de derecha a izquierda para disminuirla.

8. Válvula para aislar el interruptor de presión hidroneumático. - Normalmente esta

válvula se debe encontrar cerrada. Cuando se requiere presiones mayores a 3,000 lb/pg2,

primero cierre la válvula que aísla la bomba eléctrica (19), gire la válvula (25) BY-PASS

hacia la derecha (alta presión), y finalmente abra esta válvula, lo que permitirá manejar

presiones hasta de 5,000 lb/pg2.

9. Válvulas para suministrar aire a las bombas hidroneumáticas. - Normalmente deben

estar abiertas.

10. Válvulas de succión. - Siempre permanecen abiertas.


66

11. Filtros de succión. La limpieza se realiza cada 30 días.

12. Bombas hidroneumáticas. - Este tipo de bombas operan con 125 lb/pg2 de presión

de aire, cada lb/pg2 de presión de aire produce 60 lb/pg2 de presión hidráulica.

13. Válvulas de contrapresión (check). - Su función es permitir reparar o cambiar las

bombas hidroneumáticas sin perder presión en el banco acumulador.

14. Motor eléctrico y arrancador. - El motor eléctrico opera con tensión eléctrica de 220

a 440 volts, 60 ciclos, tres fases; la corriente que se requiere depende de la potencia del

motor. El arrancador acciona y para automáticamente el motor eléctrico que controla la

bomba tríplex o dúplex; trabaja conjuntamente con el interruptor manual de sobre

control para accionar o parar. El interruptor de control (14) debe estar en la posición

¨auto¨.

15. Bomba tríplex accionada por motor eléctrico. - Cada 30 días se debe revisar el nivel

(SAE-30W). Además, se tiene que revisar el nivel del aceite en la coraza de la cadena

(30 ó 40W), el cual debe llegar hasta el tapón de llenado.

16. Válvula de succión. - Normalmente debe estar abierta.

17. Filtro de succión. - Efectúe su limpieza cada 30 días.

18. Válvula de contrapresión (check). - Su función es permitir reparar el extremo

hidráulico de la bomba sin perder presión en el sistema.

19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica. - Debe estar abierta normalmente y

sólo tiene que cerrarse cuando vaya a generar presiones mayores a 3,000 lb/ pg2 con las

bombas hidroneumáticas.

20. Interruptor de presión hidroeléctrico. - El motor de la bomba hidroeléctrica arranca

automáticamente cuando la presión en el banco acumulador desciende a 2,700 lb/pg2 y

para cuando la presión llega a 3,000 lb/ pg2.

Al ajustar la presión de paro del motor eléctrico, quite el protector del tornillo regulador

y gírelo en sentido contrario a las manecillas del reloj para disminuir la presión, o en el

sentido de las mismas manecillas para incrementar la presión.

Para ajustar la presión de arranque del motor eléctrico, quite la tapa a prueba de

explosión, purgue la presión del sistema a la presión de arranque deseada y mueva la

rueda de ajuste hacia arriba, hasta que el motor arranque.


67

21. Manómetro indicador de la presión en el sistema acumulador. - Rango de presión de

0 - 6,000 lb/pg2.

22. Filtro para fluido en el sistema acumulador. - Revisarlo cada 30 días.

23. Válvula reguladora y reductora de presión. - Reduce la presión del Sistema a 1,500

lb/pg2 para operar los preventores de arietes y las válvulas con operador hidráulico.

Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de la manija y gire hacia la

derecha para incrementar la presión y hacia la izquierda para reducirla, observando

siempre el manómetro (24) al fijar la presión en el regulador del múltiple de distribución;

finalmente, apriete la tuerca candado de la manija.

24. Manómetro indicador de presión en el múltiple de distribución de fluido. - Rango de

presión de 0 - 10,000 lb/pg2.

25. Válvula para aislar la válvula reductora de presión. - Debe estar en posición baja

(abierta), y cuando se necesite aplicar presiones mayores a 1,500 lb/pg2 a los preventores

de arietes, gire a la posición de cierre, así se aísla la válvula (23).

26. Válvula reguladora y reductora de presión impulsada por aire. - Regula la presión

para el preventor anular. La presión puede variar dependiendo del diámetro y marca del

preventor. (Consultar tabla del fabricante).

27. Manómetro indicador de presión del preventor anular. - Rango de presión de 0 -

3,000 lb/pg2.

28. Válvulas de cuatro vías. - Permiten cerrar o abrir los preventores y las válvulas

hidráulicas instaladas.

29. Válvula de purga. Normalmente debe estar cerrada. - Esta válvula debe mantenerse

abierta cuando se precargan las botellas del acumulador.

30. Caja de empalme de aire. - Se usa para conectar las líneas de aire en el sistema a las

líneas de aire que vienen del tablero de control remoto.

31. Transmisión de presión neumática para la presión del preventor anular. - Ajuste el

regulador de presión del transmisor, para que la presión del manómetro del preventor

anular en el tablero remoto sea igual a la del manómetro (27) del sistema.

32. Transmisor de presión neumática para la presión del múltiple de fluido. - Ajuste el

regulador de presión del transmisor, para que el manómetro de los preventores de arietes

en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro (24) del sistema.


68

33. Transmisor de presión neumática para la presión del sistema acumulador. -Ajuste el

regulador de presión del transmisor, para que el manómetro que indica la presión del

acumulador en el tablero de control remoto registre la misma presión que el manómetro

(21) del sistema.

34. Válvula neumática reguladora de la válvula (26). - Se utiliza para regular la presión

de operación del preventor anular. El giro a la izquierda disminuye presión y a la derecha

la incrementa. Vigile siempre el manómetro (27) cuando ajuste la presión.

35. Selector de regulador de presión del preventor anular. - Se usa para seleccionar el

tablero (unidad o control remoto) desde donde se desea controlar la válvula reguladora

(26).

36. Válvula de seguridad del múltiple distribuidor de fluido. - Está regulada para que

abra a 5,500 lb/pg2.

37. Tapones del tanque de almacenamiento. - Se encuentran en cada extremo (4 pg), que

al quitarlos permite observar el interior cuando se inspeccionan las descargas de las

válvulas de tres pasos y cuatro vías (ram - lok).

3.6.4 Requerimientos de consolas de control remoto

En todo equipo de perforación deben estar equipados con el número suficiente de

tableros de control remoto, ubicados estratégicamente donde el perforador o el técnico

puedan llegar con rapidez. Normalmente se tiene una consola en el piso de perforación

y otra en un lugar accesible.


69

Figura 3.22 Consola de control remoto koomey, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)

Partes que componen la consola de control remoto:

1.- Manómetro de los Acumuladores

2.- Manómetro de presión de aire

3.- Operación del preventor esférico anular

4.- Operación del preventor superior de arietes de tubería

5.- Válvula de línea de matar

6.- Manómetro del múltiple en general

7.- Manómetro del Preventor anular

8.- Regulador del preventor esférico anular

9.- Válvula de presión baja

10.- Válvula de seguridad

11.-Operación del preventor de arietes ciego o de corte

12.- Operación de preventor inferior de arietes de tubería.

13.-Válvula hidráulica en la línea de estrangular

14.- Gabinete


70

3.6.5 Prueba de Operación del Sistema de Acumuladores

Esta prueba se lleva a cabo antes de que se efectúe la prueba hidráulica del Sistema de

Control Superficial.

1.Aísle las fuentes de energía hidroeléctrica e hidroneumática del sistema y verifique que

estén abiertas las válvulas de los acumuladores.

2. En caso de no tener tubería dentro del pozo, introduzca una lingada de T.P.

3. La prueba de los acumuladores consiste en abrir la válvula hidráulica de la línea de

estrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería de perforación en un tiempo

que no exceda de 30 segundos, conservando una presión final mínima de 84 kg/cm2

(1,200 lb/pg2) y teniendo las bombas hidroneumáticas e hidroeléctricas paradas.

4. Abra la válvula hidráulica de la línea de estrangular, cierre el preventor anular y el

preventor de arietes al diámetro de la T.P. correspondiente. Registre el tiempo que tarda

en efectuar estas tres operaciones. El máximo tiempo requerido es de 50 seg. debiendo

conservar una presión final mínima de 1,200 lb/pg2 (84 kg/cm2).

5. A continuación, recargue los acumuladores a 3,000 lb/pg2 (211 kg/cm2) con las dos

fuentes de energía, y registre el tiempo empleado, el cual debe ser de 5 minutos como

máximo. Esta prueba de efectividad de tiempo de respuesta del sistema debe llevarse a

cabo antes de efectuar cada prueba a presión del sistema de control superficial.

3.7 Válvulas de control y Preventor Interior

Las normas API y reglamentos internacionales, establece que los equipos de

perforación deben estar dotados de las válvulas siguientes.

3.7.1 Válvulas de la Flecha

Las llaves que operan las válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y accesible para

la cuadrilla del piso de perforación.

Válvula macho superior de la flecha: Se instala entre el extremo superior de está y la

unión giratoria, debe ser de una presión de trabajo igual a los preventores.

Válvula inferior de la flecha: Se instala entre el extremo inferior de la flecha y el sustituto

de enlace, debe ser igual presión de trabajo que la superior y pasar libremente a través

de los preventores.


71

Figura 3.23 Válvula de seguridad inferior de la flecha, Pemex Exploración y Producción, Un Siglo de la Perforación en México. Tomo 13 - Control de Brotes.

3.7.2 Válvulas en el piso de perforación

Se debe disponer de una válvula de seguridad en posición abierta en cada tipo y media

de rosca que se tengan en la sarta de perforación, de presión similar al conjunto de

preventores.

Estas válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y de fácil acceso para la cuadrilla en

el piso de perforación. Para el caso de los lastra barrenas se pueden utilizar

combinaciones en la parte inferior de las válvulas. Se debe tener cuidado de no usar

tapones de levante u otros accesorios en la parte superior de la válvula, dado que

restringe el paso del fluido, dificultando ampliamente su instalación cuando se tiene flujo

por la tubería de perforación.


72

3.7.3 Preventor interior o válvula de contrapresión

Se establece que se debe disponer de un preventor interior (válvula de contrapresión)

para tubería de perforación por cada tipo de rosca que se tenga en la sarta y del mismo

rango de presión de trabajo del conjunto de preventores. Para este caso, será suficiente

con una válvula de este tipo por cada rosca de la tubería de perforación en uso, siempre

y cuando todas las válvulas de seguridad tengan en la parte superior, una conexión

similar a la de la tubería; ya que al presentarse un brote pueda instalarse en la tubería de

perforación, la válvula de seguridad o el preventor interior.

El preventor interior, válvula de contrapresión de caída o anclaje, está constituido por la

válvula de retención y sustituto de fijación, el cual se instala en el extremo inferior o

superior de la herramienta (aparejo de fondo).

La válvula de retención se lanza por el interior de la tubería de perforación y se hace

descender bombeando el fluido de perforación. Hasta llegar al dispositivo fijado e

instalado; la válvula ancla y empaca cuando se ejerce la presión del pozo, evitando flujo

de fluido por el interior de la tubería de perforación.

Figura 3.24 Preventor interior de caída o anclaje, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)


73

Figura 3.25 Preventor interior (válvula de contrapresión) tipo dardo, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)

La válvula ancla y empaca cuando se ejerce la presión del pozo, evitando fluido en el

interior de la tubería de perforación.

Otro tipo de preventor interior se denomina válvula de contrapresión tipo charnela y

pistón; su utilización es recomendable en la sarta de perforación porque permite el

manejo de obturantes e inclusive la colocación de tapones.

Figura 3.26 Válvula contrapresión tipo charnela, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)


74

Figura 3.27 Válvula contrapresión tipo pistón, Manual de capacitación WellCap, Nivel


3.7.4 Válvula de compuerta

La válvula de compuerta es parte esencial del equipo de control superficial y se localiza

en los múltiples del tubo vertical y de estrangulación; en las líneas de matar y estrangular

principalmente. También se localizan en los diferentes cabezales de tuberías de

revestimiento conforme avance la perforación del pozo. Deben considerarse los factores:

presion anticipada de formación y en superficie, método de control a usarse, situación

ambiental del pozo; corrosividad, volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos.


75

Figura 3.28 Válvula Cameron Flex – Seal tipo “S” vista expansiva, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex (2012)


76

CAPÍTULO 4

PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DE POZOS

Verificación de flujo

Una vez que el brote se ha detectado por la tripulación se requiere confirmar su acción

dentro del pozo. Para ello se suspende la perforación, se levanta la flecha a posición de

cierre de preventores y se observa el pozo.

La presencia de un brote sucede al incrementar el rango de velocidad de penetración,

incremento de nivel en las presas, incremento en el flujo de la línea de flote al estar

perforando. O bien al estar viajando por diferencias volumétricas de lodo para llenar o

de desplazamiento que no corresponde a los volúmenes de acero que se están

manejando.

La verificación de flujo del pozo también se puede requerir antes de iniciar a sacar el

aparejo de perforación. Esta observación es directa en la línea de flujo o por medio de

sensores de medición de lodo.

El tiempo de verificación de flujo en el pozo debe ser el suficiente para confirmar sin

equivocación que el fluido dentro del pozo está estático.

Método de verificación de flujo del pozo al perforar:

1. Identificar señal del brote

2. Alertar a la tripulación

3. Suspender la perforación

4. Levantar la junta arriba de la mesa rotaria

5. Parar bomba de lodos

6. Observar el pozo

7. Definir situación

Método para verificar flujo del pozo al viajar:

1. Identificar señal de brote

2. Alertar a la tripulación

3. Suspender la tubería en cuñas

4. Instalar válvula de seguridad de pleno paso en posición abierta.

5. Observar el pozo

6. Definir situación


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4.1 Tipo de Procedimiento: Cierre suave y Cierre duro

Procedimiento de cierre suave del pozo:

1.- Se abre la válvula hidráulica

2.- Se cierra el preventor

3.- Cierre del estrangulador

Este procedimiento permite al estrangulador cerrarse de tal manera que permita un

control sensitivo y monitoreo del comportamiento de las presiones durante el cierre. Esto

es de especial importancia si existe la posibilidad de fracturar la formación y generar un

reventón hacia la superficie, situación que fácilmente puede ocurrir si el pozo es cerrado

sin poner atención a la posibilidad de manejar excesiva presión inicial de cierre en el

espacio anular.

Procedimiento de cierre duro del pozo:

1.- Parar la mesa rotaria

2.- Levantar la flecha al punto de desconexión

3.- Cerrar el preventor de arietes (TP sin abrir la válvula hidráulica de la línea de

estrangulación)

Este procedimiento permite cerrar el pozo en el menor tiempo posible y por lo tanto,

reduce el volumen que se introduce al pozo.

El uso de un cierre duro se limita a las condiciones del pozo en las que se conoce de

antemano que la máxima presión permisible para la TR es mayor que la presión inicial

de cierre del pozo, y que dicha presión no afecta al fracturamiento de la formación o que

exista un descontrol en superficie.

4.2 Cierre del pozo mientras se perfora

Una vez que se identifica el brote, es importante el cierre del pozo (siempre y cuando las

condiciones lo permitan), con el fin de reducir al mínimo la entrada de fluido invasor,

evitando agravar la situación y sus posibles consecuencias.

1. El procedimiento recomendado para el cierre es el siguiente:

1. Parar la mesa rotaria

2. Levantar la flecha a la altura de las cuñas

3. Parar bomba de lodos

4. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida


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5. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular

6. Cerrar el preventor superior de arietes de TP o preventor esférico

7. Cerrar el pozo con el estrangulador, cuidando de no rebasar la máxima

presión permisible en el espacio anular

Cierre del pozo:

• Medir el incremento en presas

• Anotar la presión de cierre en las tuberías de revestimiento y de perforación (Si

hay válvula de contrapresión, la presión en TP es cero) registrar ambas presiones

cada minuto durante su estabilización. Posteriormente, cada cinco minutos

cuidar que no se rebase la máxima presión permisible o en su caso permitir la

expansión del gas.

• Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el conjunto

de preventores para asegurar su posición.

• Observar los preventores, el múltiple de estrangulación, así como también línea

de flote y línea de descarga del estrangulador para cerciorarse que no se tengan

fugas.

• Verificar la presión existente en los acumuladores, múltiples de distribución y

preventor anular de la unidad de accionamiento del preventor.

B. Procedimiento de cierre al estar perforando con TOP-DRIVE y válvula de

contrapresión instalada.

1. Suspender operación

2. Levantar la sarta al punto de quiebre (desconexión)

3. Para la rotaria del sistema Top- Drive

4. Sacar la bomba de lodos (Cortar Circulación)

5. Observar el pozo

6. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangular

7. Cerrar el preventor superior de arietes de TP

8. Cerrar el pozo con el estrangulador correspondiente

C. Procedimiento de cierre al estar perforando con Top-Drive sin válvula de

contrapresión en la sarta.

1. Suspender la operación

2. Levantar la sarta al punto de quiebre (desconexión)

3. Parar la rotación del sistema Top-Drive

4. Sacar la bomba de lodos (cortar la circulación)


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5. Observar el pozo

6. Abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangulador

7. Desconectar la sarta en el punto de quiebre

8. Instalar, apretar y cerrar la válvula de pie

9. Cerrar el preventor superior de arietes de TP

10. Cerrar el pozo con válvula amarilla o estrangulador correspondiente

4.3 Cierre del pozo al viajar con tubería de perforación

Una vez detectada la presencia de un brote, se procede a cerrar el pozo. Siendo el

procedimiento recomendado el siguiente:

1. Suspender la operación dejando una junta sobre la rotaria

2. Sentar la tubería en sus cuñas

3. Instalar la válvula de pie abierta, apretar y cerrar

4. Suspender la sarta en el elevador y sacar cuñas

5. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangular

6. Cerrar el preventor superior de arietes de TP o el preventor anular

7. Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de no

rebasar la máxima presión permisible en espacio anular

Cierre del pozo:

• Medir el incremento de volumen en presas

• Anotar la presión de cierre en la tubería de revestimiento, registrar la presión

cada minuto durante los primeros diez minutos, observar la presión

estabilizada

• Cada cinco minutos cuidar de no rebasar la máxima presión permisible o en

su caso permitir la expansión del gas

• Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el

conjunto de preventores para asegurar su posición

• Observar los preventores, conexiones superficiales y múltiple de

estrangulación para verificar que no se tenga fugas. Esto también es para

línea de flote y la línea de desfogue del estrangulador

• Verificar la presión existente en los acumuladores, múltiple de distribución y

preventor anular de la unidad de accionamiento de preventores

En caso de considerar que la presión que se espera encontrar en la tubería de perforación

sea mayor que la presión de bombeo durante la perforación no es recomendable esta

comunicación con el tubo vertical, al no tener instalado el preventor interior (se puede

presentar una fuga en el tubo lavador, manguera, tubo vertical, etc.). Otra de las ventajas


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que se tiene al instalar el preventor interior, es que se puede introducir tubería de

perforación a través del preventor anular con presión en el pozo.

Por lo que se considera conveniente, en todos los brotes que se presentan, se instale la

válvula de seguridad y el preventor interior.

Si se tiene flujo en la tubería de perforación se debe instalar primero la válvula de

seguridad y se cerrar el pozo (conforme al procedimiento anterior) y después el preventor

interior (válvula de contrapresión); posteriormente se represiona la tubería de

perforación (dependiendo de la presión, puede ser con la bomba del equipo o con una

unidad de alta presión) y se abre la válvula de seguridad para que opere el preventor

interior al descargar la presión aplicada.

En caso de que se presente el brote y aún no se tenga flujo en la tubería de perforación

se puede instalar conjuntamente la válvula de seguridad abierta y el preventor interior o

válvula de contrapresión.

4.4 Cierre del pozo sin tubería dentro del pozo

1. Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación

2. Cerrar el preventor con arietes ciegos o de corte

3. Cerrar el pozo con el estrangulador hidráulico o válvula amarilla, cuidando de

no rebasar la máxima presión permisible

Cierre del pozo:

• Medir el incremento de volumen en presas

• Anotar la presión de cierre en la tubería de revestimiento y registrar esta

presión cada minuto durante los primeros diez, hasta que se estabilice.

Posteriormente, cada cinco minutos cuidar de no rebasar la máxima presión

permisible o en su caso permitir la expansión del gas.

• Verificar físicamente las válvulas en el múltiple de estrangulación y el

conjunto de preventores para asegurar su posición.

• Observar los preventores, conexiones superficiales, múltiple de

estrangulación, líneas de flote y de desfogue del estrangulador, para verificar

que no se tenga fugas.

• Verificar la presión existente en los acumuladores, múltiples de distribución

y preventor anular de la unidad de accionamiento de preventores.

Generalmente, hay una tendencia a olvidar el volumen de lodo en presas por parte de la

cuadrilla del equipo, sobre todo si el pozo se llenó y se observó después que la tubería se

sacó.


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Por esto, es recomendable observar siempre el nivel en las presas, línea de flote y el nivel

de lodo en el pozo, ya que además se tiene el riesgo potencial de que el nivel de lodo se

abata por pérdida del fluido.

Si este no se detecta a tiempo, la presión hidrostática puede llegar a ser inferior a la

presión de formación, con el riesgo de un brote.

4.5 Límites de alarmas

4.5.1 Indicadores de nivel de presas

Este dispositivo sirve para indicar el nivel de lodo en las presas y a su vez detectar el

inicio de un brote o una pérdida de lodo.

Actualmente existen dispositivos indicadores de nivel de lodo en las presas, algunos

incluyen alarmas audibles y graficadores que proporcionan un registro continuo de nivel.

Otros, son observados directamente por el perforador en monitores que muestran las

variaciones del nivel, incluyendo además una alarma audible con límites ajustables de

alto y bajo, resultando muy superior a los procedimientos rústicos usados en fechas

recientes.

El dispositivo se basa en sensores (vástago y flotador) instalados en las presas, las cuales

transmiten una señal eléctrica al registrador, donde se procesa y se envia, convertido en

valores numéricos, al monitor o pantalla ubicada en la consola del perforador.

Figura 4.1 Indicador de nivel de presas, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor,

Pemex (2012)

El indicador de volumen es un dispositivo básico de advertencia en el control de pozos.

Un brote inicia a desplazar lodo fuera del pozo y el indicador de nivel en las presas

registra este hecho como un incremento en el nivel o volumen. Estos dispositivos


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requieren de mantenimiento normal que garantiza la eficiencia en su operación. Por

consiguiente, debe aplicarse en los períodos programados, para que siempre se tenga una

respuesta efectiva y confiable.

4.5.2 Indicadores de flujo en la línea de flote

La primera señal evidente de un brote en superficie es el flujo o incremento de este, por

la línea de flote (línea de retorno).

Los indicadores de flujo miden el gasto en el porcentaje que pasa por la línea de flote,

por lo que un aumento en el gasto de salida (cuando se circula con gasto constante o

cuando no se circula y se tiene flujo por la línea de flote) debe detectarse por este dispo-

sitivo antes de que el nivel de presas registre un incremento como para ser registrado.

Es de grave importancia cuando se tiene un sistema superficial de presas demasiado

grande. El indicador de flujo no solamente determina las señales de posibles brotes, sino

que también indica la presencia de pérdidas de lodo, sea total o parcial.

Generalmente, el indicador más común de flujo consiste en una “paleta” colocada en la

línea de flote. Un resorte se coloca a tensión en dicha paleta y se ajusta al instrumento

de medición.

Figura 4.2 Indicador de flujo en la línea de flote, Manual de capacitación WellCap, Nivel


Si el flujo aumenta o disminuye, la paleta cambia de posición y genera una tensión nueva

del resorte, la cual se registra e interpreta por el sensor y posteriormente se envia con un

valor numérico a la pantalla que se ubica en la consola del perforador.


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La mayoría de estos dispositivos cuentan con alarmas audibles, con límites alto, bajo, al

igual que el indicador de nivel en presas, requiere de un mantenimiento rutinario y de

un buen uso para garantizar su servicio.

El mantenimiento a este equipo es de limpieza, por lo que se recomienda se haga con

frecuencia, en forma diaria o semanal, según lo dicte la operación y el equipo. Recuerde

que la inspección, mantenimiento y prueba aseguran que trabaje eficientemente el

equipo cuando se requiera.

4.5.3 Tanque de viajes

El tanque de viajes, diseñado y usado adecuadamente, es un dispositivo que permite

medir correctamente el lodo necesario para llenar el pozo, cuando se extrae la tubería

de este. De igual forma, mide el volumen del lodo desplazado por la tubería al

introducirse al pozo.

En otras palabras, es un dispositivo que facilita la medición correcta del volumen de lodo

durante los viajes, por lo que es de gran utilidad en la detección oportuna de brotes y

pérdidas de circulación.

El tanque de viajes debe ser pequeño, para que su volumen pueda medirse y calibrarse

fácilmente. Existen dos diseños de tanque de viaje, que son: el que usa bomba centrífuga

y el tipo que se llena por gravedad.

El diseño más conveniente es el que permite determinar el volumen de lodo, tanto en la

introducción como en la extracción de tuberías.

Los tanques de llenado, ubicados en el piso del equipo y a la altura de la línea de flote,

son dispositivos de gran utilidad, dado que permiten medir correctamente el volumen

del lodo para llenar el pozo cuando se saca la tubería, dado como se mencionó, la ma-

yoría de los brotes se producen al estar viajando.


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Figura 4.3 Tanque de viajes, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex

(2012)

Para que el tanque de viajes proporcione medidas correctas, es necesario que se

mantenga limpio, debiéndo lavarse inmediatamente después de usarse; además debe

llenarse con lodo que ha pasado por el equipo de control de sólidos.

El tanque de viajes tiene las siguientes aplicaciones:

• Medir el volumen de lodo cuando se introduce tubería de revestimiento al

pozo

• Permitir la medición correcta del volumen desplazado de lodo cuando se in-

troduce tubería bajo condiciones de presión dentro del pozo

• En caso de tener perdidas de circulación determinar su volumen en forma

confiable.

Además, el tanque de viaje sirve para medir fluidos que regresan después de su pérdida,

monitorear al pozo durante operaciones de registros, cementación y calibración de

bombas.

4.5.4 Sensores de gases flamables o explosivos y h2S

Los sensores de gas miden en la temblorina la concentración de gas en el lodo a la salida

del pozo. Hay diversos tipos de detectores de gas, los que operan con principios

diferentes.

Algunos son capaces de medir el metano, el gas total o la medición de cada componente

del gas; sin embargo, todos miden el gas contenido en el lodo.

Estos dispositivos son de gran utilidad como indicadores de posibles brotes, también

pueden indicar la producción potencial del pozo.


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Figura 4.4 Imagen representativa del H2S, Manual de capacitación WellCap, Nivel


Cuando cierta cantidad de gas en el lodo se detecta, una alarma audible o visible es

activada para alertar a la tripulación del equipo.

Generalmente, este dispositivo es parte integrante de las unidades de registro continuo

de hidrocarburos, que tradicionalmente se emplean en pozos exploratorios.

Donde se tenga la posibilidad en la presencia de H2S, los equipos:

A. Debe contar de un detector de H2S que active las alarmas audibles y visibles

cuando las concentraciones excedan de 10 ppm. Este equipo es capaz de detectar

un mínimo de 5 ppm en la atmósfera, con sensores localizados en el contrapozo,

la campana, temblorinas, área de presas de lodos, habitaciones y en otras áreas mal

ventiladas o confinadas donde se puede acumular concentraciones peligrosas.

B. El equipo por usar en la detección de H2S se debe calibrar diariamente antes de

llegar a la zona con ambiente sulfhídrico y al menos cada 8 horas al usarse en

ambiente amargo. Estas calibraciones se deben registrar.

C. Deben estar disponibles para el personal que labora en las instalaciones y ser

capaz de detectar 10 ppm de sulfhídrico. Al detectar la presencia de H2S, se debe

inspeccionar con un sistema portátil para detectar el gas amargo en las áreas con

pobre ventilación.


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4.6 Información previa para el control del pozo

La información que se debe tener disponible en la instalación, al estar realizando las

tareas de perforación y mantenimiento de pozos, es la siguiente:

• Presión reducida de circulación

• Configuración del pozo

• Gradiente de fractura de la formación

• Presiones máximas permisibles en la cabeza del pozo

• Desplazamientos y volúmenes

Respecto al dato de la presión reducida de circulación ésta se puede tomar a partir del

valor de presión que da el manómetro de tubo vertical al circular el lodo a un gasto

reducido (1/2 ó 1/3 del régimen normal) y proporciona las pérdidas por fricción en el

sistema circulante.

Esta información debe obtenerse cuando:

• Se efectúen cambios por densidad y viscosidad al lodo

• Variación en la geometría de la sarta de perforación

• Variación en las toberas

• Cada vez que se perforen de 100 a 150 m

• En cada turno de trabajo

• Después de reparar una bomba

Las razones para manejar un gasto reducido de circulación, que tiene como función el

pozo, son:

• Se generan menores valores de presión

• Disminuye la posibilidad de falla en el equipo de bombeo

• Permite agregar materiales densificantes

• Se dispone de más tiempo para analizar problemas relacionados con el

control del pozo

• Facilita la operación de control de las presiones en el múltiple de

estrangulación

• Menores pérdidas por fricción

Este dato de presión reducida de circulación sirve para determinar la presión inicial y

final de circulación para controlar el pozo.


87

4.7 Introducción de tuberías a presión

4.7.1 Técnicas de introducción

Se maneja esta técnica para resolver problemas en pozos de alta presión a fin de llevar a

cabo su control. Este se presenta por dos condiciones diferentes:

• Con el aparejo de producción y árbol de válvulas instalado.

• Al originarse un brote durante la operación de perforación, terminación o

reparación de un pozo.

Cuando el brote se presenta en alguna etapa de la perforación y de acuerdo con su

magnitud de inmediato se analiza la situación para resolver si es factible ejecutar las

siguientes operaciones con el mismo equipo y el arreglo de preventores instalado en el

pozo.

El método consiste en el forzamiento, bajo condiciones de presión, con una tubería de

menor diámetro dentro de otra de mayor tamaño, tramo por tramo; hasta llegar a la

profundidad programada para efectuar el control.

4.7.2 Introducción de la tubería a presión

Snubbing: Si la fuerza ascendente que ejerce la presión del brote actúa en la superficie

de la sarta de tubería es mayor que el peso de la misma, entonces la tubería debe

introducirse o sacarse bajo las condiciones de presión que tenga el pozo.

Dicho de otra manera, cuando el peso de la tubería es menor que la fuerza ascendente,

se necesita introducir tubería forzándola a pozo cerrado. Se le conoce como Técnica

Snubbing.

4.7.3 Deslizar tubería a presión

Stripping: Si el peso de la tubería que quedó en el momento de cubrir el brote es mayor

que la fuerza ascendente, se aplica la técnica stripping, lo que significa aprovechar el

peso de la TP y deslizar a pozo cerrado.

El objeto de cada una de estas técnicas es introducir la tubería hasta la profundidad

programada para controlar el pozo con circulación directa y volver a recuperar el control

primario.

En cualquier tipo de operación, mayormente tratándose de situaciones especiales,

cuando se busca seguridad y eficiencia, es necesario planear cuidadosamente todas las


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actividades que se desarrollarán, en las cuales deben incorporarse y determinarse los

siguientes factores:

1. Estado mecánico del pozo

2. Gradiente de fractura

3. Presión del yacimiento

4. Densidad del lodo

5. Altura e intensidad del brote

6. Presión máxima permisible en superficie

7. Elaboración del programa

Deben considerarse también los problemas, como son:

a) Migración del gas

b) Pérdida de circulación

c) Fracturas de la formación

d) Presión interna de la TR

Debe formularse un plan de contingencia para todos los eventos y algunos específicos

para toma de decisiones que se indiquen.

Para definir qué tipo de operación se realizará (Snubbing o Stripping), es necesario

calcular la fuerza ascendente y el peso de la sarta, además de otras consideraciones téc-

nicas que el personal especializado debe determinar.

La técnica por aplicar se basa en la presión superficial registrada, longitud de la tubería

y sus diámetros de juntas a ser introducida dentro del pozo, manteniendo una presión

de fondo constante.

Usando las fórmulas siguientes, se calcula la fuerza ascendente.

FASC = PCTR x A x 6.45

FASC = PCTR x D2 x 5.08

Donde:

FASC = Fuerza ascendente (kg)

PCTR = Presión de cierre en TR (kg/cm2)

A = Área de la tubería donde está cerrado el preventor (pg2)

D = Diámetro de la tubería donde está cerrado el preventor (pg)

Los valore 6.45 y 5.08 son constantes para obtener FASC en kg


89

4.7.4 Deslizando tubería (stripping)

El propósito básico para realizar una operacion de deslizamiento de la tubería bajo

presión del pozo es la de bajar el extremo de la sarta a una profundidad que haga más

fácil la operación de control del pozo bajo condiciones de usar menor densidad en el

fluido de control, evitando con ello dañar la formación o la tuberia de revestimiento. Las

ventajas que se tienen al bajar la sarta hasta la profundidad de origen del brote son:

• Más económico el control del pozo

• Menor contaminación ambiental

• Menos pérdida de tiempo

El realizar una operación al deslizar la tubería a través del conjunto de preventores

(preventor anular), significa que la tripulación del pozo es sorprendida por el brote al

momento de sacar o meter tubería. Por tal motivo y en una operación de perforación, la

tripulación debe prepararse para realizar esta operación de manera segura, ya que

representa deslizar la tubería obturada en su parte interna a través del preventor anular

hasta alcanzar la profundidad de control del pozo.

Se realiza el deslizamiento de la tubería cuando se esta seguro de calcular el cierre del

pozo y estar viajando: el valor de la fuerza ascendente (presión del pozo actuando sobre

la tubería) debe ser menor que la fuerza que actua hacia abajo; es decir, el peso de la

sarta.

Para realizar una operacion de deslizamiento en la tubería con presión del pozo se

requiere considerar:

• La operación de deslizamiento (stripping) se logra al pasar el cuerpo de la tubería

y las juntas a través del preventor anular de manera de realizar un buen sello con

el elemento hule de dicho preventor. Por ser el tubo de perforación de forma

irregular en sus extremos (otras dimensiones) se ajusta la presión de operación

del preventor anular a que selle frente al cuerpo de la tubería, permitiendo una

leve fuga; alcanzado este valor, se le agregan 3.5 kg/cm2 y se obtiene una mayor

vida del elemento de hule del preventor y el paso de las juntas para no estar

haciendo adecuaciones en la regulación de la presión. Se recomienda agregar un

lubricante arriba del preventor como aceite o grasa, para proteger el cuerpo del

tubo al momento de pasar por el elemento del preventor anular. Mantener una

presión en 7.5 kg/cm2 arriba de la registrada en la TR, purgando los volúmenes

a través del múltiple de estrangulación.


90

• Si se presenta un brote de gas, es importante considerar su migración, expansión

y control con el manejo del estrangulador

• Deslizar la tubería a régimen continuo y uniforme

• Si las juntas tienen bastante resalto (diámetros mucho mayores que la tubería), se

tiene que realizar ajuste de la presion al paso de las juntas

• Llenar la TP cada 3 lingadas con el lodo de control

• Como ejemplo, si se desliza tubería de 4 ½ pg de perforación de 20 lb/ pie, cuyo

desplazamiento es de 10.26 lt/m (sin estimar juntas), quiere decir que al bajar

una lingada de 28 m, se acumularán 288 lt en el tanque de viajes y corresponde a

mantener la presión de control en la TR.

4.7.5 Fuerza ascendente en función de la presión del pozo

Es de vital importancia en el cierre de un pozo, conocer la cantidad de tubería que tenga

en su interior, el fluido de control utilizado y la presión que llega a alcanzar durante

algún movimiento de la tubería.

Si dentro del pozo no se tiene la suficiente cantidad de tubería que proporcione el peso

necesario para evitar que esta sea expulsada deberá extremar los cuidados para que esto

no suceda, asegurando la sarta de trabajo por medios mecánicos tales como encadenar

la sarta de trabajo a las viguetas de la mesa rotaria.

Uno de los procedimientos inmediatos al brote es sujetarla con el preventor, poniendo

un cople o junta de tubería en contacto con los arietes.


91

EJEMPLO:

Se tiene el siguiente estado mecánico.

Figura 4.5 Estado Mecánico 1, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex

(2012)

El brote ocurrió al estar sacando el aparejo de producción a 400m, aplicando el

procedimiento de cierre, colocando la válvula de seguridad en la TP y cerrándose

posteriormente. Manifestando, el intervalo disparado, la presión que indica el estado

mecánico del pozo (100 kg/cm2) ejercida a la altura del empacador.

Calcular lo siguiente:

1. El peso de la sarta en el aire (Pta) y sumergida dentro del fluido (Pts)

2. La fuerza de expulsión (F) de acuerdo a su presión

Para calcular el peso de la tubería en el aire, se utiliza el factor 1.49 para convertir lb/pie

a kg/m y el resultado multiplicarlo por 400 m, que es la profundidad (L), a la cual se

tiene el extremo del empacador.


92

Pta = (Ptp x 1.49)x L

Donde:

Pta = Peso de la tubería en el aire (kg)

Ptp = Peso unitario de la tubería en el aire

(lb/pie)

1.49 = Constante de conversión

L = Profundidad (m)

Sustituyendo se tiene:

Pta = (9.3 x 1.49) x 400 = 5542.8 kg

Recuerde que la fórmula para calcular el peso de una tubería sumergida en un fluido es:

Pts = Pta x ( 𝜌 𝑙𝑜𝑑𝑜

𝜌 𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 )

Donde:

Pts = Peso de la tubería sumergida (kg)

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

ρ acero = Densidad del acero (gr/cm3)

1 = Constante

Sustituyendo valores se tiene un factor de 0.8598, por lo que el peso de la sarta flotado

corresponde a 4766.10 kg

Se obtiene el peso de la tubería dentro del pozo y se procede a calcular el valor de la

fuerza o empuje de la formación; para lo cual se emplea la fórmula:

F = P x A

Donde:

F = Fuerza en kg

P = Presión en kg/cm2

A = 0.7854 x DTP2 x 6.452 = Área en cm2

Factor= 6.452

D1 = Diámetro exterior de TP en pg

Sustituyendo valores se tiene:

F= 100 (0.7854 x 6.452(3.52))=100 x 62.07 = 6207 kg


93

De los cálculos obtenidos se observa que el peso de la sarta de tubería dentro del pozo

es de 4,766 kg y la fuerza que ejerce la formación a la altura donde se encuentra el

empacador es de 6,207 kg.

La resultante es que la tubería será expulsada si ésta no es anclada correctamente. Si se

está manejando gas, se debe tener en cuenta dos aspectos importantes:

A. La rotura de la TR o las conexiones superficiales descritas anteriormente

B. El valor de la presión de fractura de la formación


94

CAPITULO 5

MÉTODOS DE CONTROL

Los principales métodos de control de pozos que mantienen una presión constante en el

fondo del pozo son:

• El método del Perforador

• El método del Espere y Densifique

• El método Concurrente

Estos métodos tienen como objetivo aplicar una presión constante en el fondo del pozo,

para desalojar el brote, hasta que se obtiene el control total sobre el mismo.

Cada método de control del pozo tiene sus propias ventajas y desventajas, por lo que se

recomienda identificarlas, a fin de aplicar el método adecuado cuando se presente un

brote en el pozo.

Densidad del Fluido para Controlar el Pozo

Obtenida la presión estabilizada en TP, se calcula la densidad del lodo para lograr el

control del pozo. Este dato nos permite seleccionar el método más adecuado.

Dc = (𝑃𝐶𝑇𝑃∗10

𝐻 ) + Do

Dc= Densidad de Control (g/cm3)

PCTP= Presión de cierre de la tubería de trabajo (kg/cm2)

H= Profundidad Vertical Verdadera (metros)

Do= Densidad Original (g/cm3)

5.1 Método del Perforador

Se basa en el principio básico de control. Requiere de un ciclo de circulación completo

para que los fluidos invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con

densidad original a un gasto y presión reducida constante, apoyados a través de un

estrangulador ajustable.

El Método del perforador se usa ampliamente por su fácil aplicación, ya que al detectar

la presencia de un brote se toman medidas inmediatas para desalojarlo.


95

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 T.P. 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 deberá quedar con presiones iguales en T.P. y T.R. Estas presiones también

deberán ser iguales como mínimo a la registrada al cierre estabilizada de T.P. Ahora el

pozo está bajo control, pero no muerto

Segunda Circulación (Con Densidad de Control)

1. Las presiones en TP y TR deberán ser iguales

2. Lentamente, inicie el bombeo y abra el estrangulador para alcanzar el gasto reducido

(EPM) y la presión inicial de circulación (PIC). Monitoreando las presiones y emboladas

calculadas en la cédula de bombeo, operando el estrangulador (PIC – PFC)

3. Al llegar el lodo de control a la barrena, se registra la presión observada en la TP;

ahora bien, esta presión es la que se debe mantener hasta que el lodo de control llegue a

la superficie (PFC)

4. Pare la bomba. Simultáneamente cierre el pozo y verifique ambas presiones

5. Si las presiones son iguales a cero, usted ha controlado totalmente el pozo

6. Si las presiones son desiguales entre sí, pero mayores a cero, la densidad del lodo

bombeado no fue la suficiente para controlar el pozo, por lo que se deberá repetir el

procedimiento con base en las presiones registradas

7. Si la presión en la tubería de perforación es igual a cero, pero en la tubería de

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)

Básicamente el método del perforador consiste en circular el brote con fluido de densidad

original, manteniendo constante la presión inicial de circulación calculada y el gasto de

control de la bomba durante el número de emboladas o tiempo necesario para que el

fluido salga del pozo. Cerrar el pozo y densificar el fluido.

La ventaja de este método es el de circular el brote con suficiente rapidez, evitando los

efectos de la migración del gas.


96

Figura 5.1 Secuencias del método del perforador, Manual de capacitación WellCap, Nivel


Secuencia 1 Secuencia 2

Secuencia 3 Secuencia 4


97

5.2 Método de esperar y densificar

Este método (también llamado del Ingeniero) implica que estando el pozo cerrado, se

tenga que esperar mientras se prepara lodo con la densidad adecuada a equilibrar la

presión hidrostática con la presión de la formación, así como recabar los datos necesarios

y efectuar los cálculos para llevar a cabo el control del pozo.

Secuencia:

1. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo del lodo con densidad de

control a un gasto reducido (QR)

2. Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el espacio anular a la presión de cierre

de la tubería de revestimiento (PCTR)

3. Mantenga la presión en el espacio anular constante con 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 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)

Descripción de los eventos:

• Una vez que el lodo esté preparado con la densidad de control y se comience a bombear

a un gasto reducido de circulación, la presión que se registre en la tubería de perforación,

sólo al momento de igualarla en el espacio anular con la presión de cierre en tubería de

revestimiento (PCTR), será similar a la inicial de circulación (PIC)

• Al bombear lodo con la densidad de control a través de la sarta de perforación, se

observará disminución paulatina en la presión de la tubería de perforación, hasta un


98

valor llamado presión final de circulación (PFC), que será cuando la densidad de control

llegue a la barrena. Entonces se observará que el abatimiento de presión en tubería de

perforación será similar al calculado en la cédula de bombeo

• Una vez que el lodo de control ha llegado a la barrena, la PFC deberá mantenerse

constantemente durante el viaje del lodo, con densidad de control a la superficie

(ajustando el estrangulador)

• Cuando salga el lodo con densidad de control a la superficie, la presión en el espacio

anular deberá ser cero. Para observar si hay flujo, se deberá suspender el bombeo; si no

lo hay, el pozo estará bajo control

• Cuando se haga presente el efecto de la expansión del gas cerca de la superficie, la

declinación en la presión de la tubería de revestimiento cesará y empezará a

incrementarse hasta alcanzar su máxima presión, lo cual ocurrirá cuando la burbuja de

gas llegue a la superficie. Durante la salida de la burbuja, se observará disminución en

la presión de la tubería de revestimiento, originada por la súbita expansión de la misma

• Se recomienda cerrar ligeramente el estrangulador, ya que de esta forma no se permite

la disminución excesiva de presión en el espacio anular, puesto que se tendría un

volumen equivalente a la capacidad de la tubería de perforación con densidad original

• A medida que se circula el lodo con densidad de control, la presión en la tubería de

revestimiento continuará disminuyendo con menor rapidez hasta llegar casi a cero

(cuando el lodo con densidad de control salga a la superficie), donde el estrangulador

deberá estar totalmente abierto y esta presión sólo será igual a las pérdidas por fricción

en las líneas y en el múltiple estrangulación

• Si al haber circulado completamente el lodo de control y suspendido el bombeo, las

presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento no son iguales a cero, se

deberá a alguna de las razones siguientes:

a) La densidad de control no es la suficiente para controlar el pozo.

b) Se tendrá un brote adicional en el espacio anular, causado por permitir que la

presión disminuyera al estar circulando el brote.

• Para comprobar que esta presión no es producida por fluidos entrampados cerca de la

superficie, se deberá purgar el pozo con una pequeña cantidad de flujo que no exceda de

medio barril; si con este purgado no se observa una disminución de presión, se deberá

aumentar la densidad del lodo, para lo cual se deben tomar en cuenta las nuevas


99

presiones de cierre registradas en las tuberías de perforación y de revestimiento,

circulando el brote en la forma ya indicada

EJEMPLO:

Se tiene un estado mecánico de un pozo a 5555 metros con los datos siguientes:

Diámetro de

la barrena

8 3/8 pg (3 toberas de

14/32 pg) Densidad de lodo 1.78 g/cm3 (14.16 lb/gal)

DC 6 ½” x 2

13/16” 91 lb/ft

Longitud 185 m (ID 2.812”)

Presión reducida de circulación (PRC)

84 kg/cm2 a 28 epm

TP 5” hw Longitud 108 m

(ID 3”) Presión de cierre en

TP (PCTR) 18 kg/cm2

TP 5” xh Longitud 5262 m

(ID 4.276“) Presión de cierre en

TR (PCTR) 30 kg/cm2

Prof. Zapata y TR

9 5/8” x 8 17/32”

Prof. 4783 m (ID 8.535”)

Incremento de volumen en presas

20 bl = 3180 lt

Realizar lo conducente para circular el brote y restablecer el control del pozo.


100

Figura 5.2 Estado Mecánico 2, Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, Pemex

(2012)

Factores de Capacidad Interior

Factor de Cap. = 0.5067 (ID)2 TP 5 pg XH = 0.5067 x (4.276)2 = 9.26 lt/m TP 5 pg HW = 0.5067 x (3)2 = 4.56 lt/m Herramienta de 6 1/2 pg = 0.5067 x (2.812)2 = 4.00 lt/m

Volumen Interior

Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x Longitud de tubería

TP 5 pg XH = 9.26 lt/m x 5262 m = 48,726 lt TP 5 pg HW = 4.56 lt/m x 108 m = 492 lt DC de 6 1/2 pg = 4 lt/m x 185 m = 740 lt

Volumen Total de sarta = 49,958 lts


101

DATOS DE LA BOMBA

Marca IDECO

Modelo T - 1300 tríplex simple acción

Diámetro de la camisa 6 1/2 pg

Longitud de carrera 12 pg

Emboladas máximas 130 EPM

Presión de Operación a 28 emb/min = 84 kg/ cm2

Presión límite de operación 228 kg/cm2 (3,242 lb/pg2)

• Capacidad de la Bomba

G = 0.0386 x L x D2 = 0.0386 x 12 (6.5)2 = 19.57 lt/emb al 100% eficiencia volumétrica = 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumétrica.

• Gasto reducido (QR) Si la presión reducida (PRC) es 84 kg/cm2 a 28 EPM el gasto de la bomba es: 17.61 lt/emb x 28 EPM = 493 lt/min = 130 gal/min

• El tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta es: T = Vol, Int. Tp / QR = 49958 lt / 493 lt/min = 101 min = 1 hora, 41 min. • El número de emboladas para desplazar el volumen de la TP es:

Total emb= Vol. Int TP / Cap. Bomba = 49958 lt / 17.61 lt/min = 2837 embs.

• Densidad de control: Inc. Dens. = (PCTP x 10) / Prof = (18 x 10) / 5555 = 0.03 g/cm3

ρc = ρo + Inc. Dens

Por lo tanto:

ρc = 1.70 + 0.03 = 1.73 gr/cm3 (14.41 lb/gal)

• Presión inicial de circulación PIC = PR + PCTP = 84 + 18 = 102 kg/cm2 a 28 EPM = 102 kg/cm2

• Presión final de circulación

PFC = PR x (ρc /ρo) = 84 x (1.73/1.70) = 85 kg/cm2 = 1209 lb/pg2 a 28 EPM


102

Con el volumen de la tubería de perforación, se procede a determinar el número de

emboladas para desplazar el lodo de control hasta la barrena, para este ejemplo tenemos

un resultado de 2837 emboladas. Este número debe dividirse entre un número que defina

el número de intervalos deseados.

No. Emboladas= 2837/10= 283.7

P= (PIC-PFC)/10

P= (102-85) /10 = 1.7

Cédula de bombeo

No. Acumulado de Emboladas

Presión

0 102

284 100.3

567 98.6

851 96.9

1135 95.2

1419 93.5

1702 91.8

1986 90.1

2270 88.4

2553 86.7

2837 85

Figura 5.3 Comportamiento de la presión durante el método del ingeniero, Pemex

Exploración y Producción Un Siglo de la Perforación en México. Tomo 13 - Control de

Brotes.


103

5.3 Método concurrente

Cuando se utiliza este método para controlar un brote, se inicia a circular el brote con la

Presión Inicial de Circulación y se empieza a adicionar barita al sistema de lodos hasta

alcanzar el peso de control. Lo anterior significa aumentar la densidad al fluido mientras

se circula.

El método implica dar un incremento gradual en el peso del lodo hasta que el brote es

desalojado a la superficie, por lo cual requerirá varias circulaciones hasta completar el

control del pozo.

Secuencia

1. Registre las presiones de cierre en la tubería y en el espacio anular (PCTP y PCTR).

2. Iniciar el control a una QR de circulación y mantener la PIC constante, hasta totalizar

las emboladas necesarias del interior de la sarta de perforación hasta la barrena.

3. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las emboladas de la bomba y

graficar en una tabla la nueva densidad a medida que se va densificando.

4. Cuando llegue a la barrena, se determina circular un fluido más denso hasta el fondo

del pozo, debiéndo registrar todas las variaciones de densidad del fluido para ajustar

las presiones en las tuberías.

5. Al llegar hasta la barrena el lodo con densidad calculada, se tiene la PFC, por lo que

se debe mantener constante la presión hasta que el lodo densificado salga a la

superficie.

Descripción de los Eventos

1. Este método puede utilizarse una vez registradas las presiones de cierre.

2. Además puede aplicarse al tener calculadas las máximas presiones permisibles en el

espacio anular (TR), resistencia al fracturamiento de la formación y en las conexiones

superficiales de control.

3. Hay un mínimo retraso de tiempo para iniciar la circulación.

4. Es el método recomendado cuando el incremento a la densidad es elevado y

requerido.

5. Las condiciones de viscosidad y gelatinosidad del lodo pueden controlarse.

6. Hay menor presión a la salida de la TR durante el control, en relación al Método del

Perforador.

7. Puede fácilmente relacionarse con el Método de Densificar y esperar.


104

8. El número de circulaciones requeridas está en función del aumento al peso del lodo,

el volumen activo y las condiciones del fluido en el sistema, así como la capacidad de

los accesorios y equipos de agitación y mezclado.

5.4 Métodos alternos de control de pozos

5.4.1 Método de regresar fluidos contra formación (bullheading)

Consiste en bombear contra formación la capacidad de la o las tuberías en una sarta de

perforación o a través de un aparejo de producción para establecer el control interno.

El método se lleva a cabo cuando no hay obstrucciones en la tubería y puede lograrse la

inyección de los fluidos del pozo dentro de la formación sin exceder los límites de presión

de TP, TR, y máxima presión permisible. Se desplaza todo el volumen en el interior de

la tubería con la cantidad necesaria de un fluido usado.

Durante la etapa de perforación de un pozo, cuando se presenta un brote, y dependiendo

las condiciones puede utilizarse esta técnica. Como es el caso de un brote con fluidos de

ambiente amargo y corrosivo (H2S o CO2), donde luego de efectuar el cierre del pozo,

se deberá analizar la situación y tomar la decisión a seguir, donde lo recomendable es

regresar los fluidos contra formación (Bullheading) en lugar de sacarlo a la superficie,

evitando así los consiguientes riesgos a las cuadrillas de trabajo e instalaciones del

equipo.

Secuencia

1. Determinar las presiones de las tuberías con el pozo cerrado, TP y TR con su límite

de cada una a la presión interna.

2. Tener los cálculos de volúmenes que se pretenda bombear. Elaborar una Hoja de

Control de Brotes con su Cédula de trabajo contra el total de emboladas para desplazar

los fluidos hasta el extremo de la tubería o la barrena.

3. Al iniciar la operación, la bomba debe superar la presión del pozo, la cual podrá ser

mayor que la PCTP. A medida que la presión reducida de bombeo está inyectando

contra formación, la lectura en el manómetro disminuirá conforme el fluido de control

se acerca a la formación.

4. Al llegar el fluido a la formación (por el tipo de brote H2S o CO2), causará una

resistencia a la inyección contra formación, incrementando la presión de bombeo.

5. Cuantificar el total de emboladas y parar la bomba.


105

Descripción de los Eventos

• Debe procurarse no rebasar la presión máxima permisible, cuidando los valores de la

Hoja para el Control de Brotes y lectura en los manómetros.

• Si en los cálculos se previno un sobre desplazamiento del fluido de control, se

determina inyectarlo en la misma etapa.

• Si el pozo aún registra presión, sucedió que el gas migró hacia arriba durante el bombeo

contra formación o bien el fluido utilizado no tenía la densidad requerida, por lo que se

evitará no fracturar la formación a la profundidad de la zapata de la tubería de

revestimiento y en los demás puntos del sistema de control.

• En operaciones de mantenimiento de pozos, el inyectar contra formación

(Bullheading) puede tener limitaciones, en función al intervalo productor en explotación

y condiciones del yacimiento, cuando se pretenda aplicar este método.

Podrá suceder que:

• Los fluidos que aporte el intervalo productor sean demasiado viscosos, resultando que

la operación se prolongue bastante tiempo.

• Al aplicar el método por el interior de la tubería, es recomendable represionar el espacio

anular de la TR para evitar una rotura por el exterior de la TP, por lo que debe registrarse

la presión interna a su límite de ruptura para no excederlas.

• El gas es un fluido más penetrable en relación al aceite y el agua salada. Por

consiguiente, puede ser menos necesario fracturar si el brote es gas.

• El control contra formación es una técnica común en un escenario de perforación.

Cuando el pozo está perforado horizontalmente, es altamente fracturado, si la formación

la componen carbonatos simples. Este no es un método recomendado para un pozo per-

forado verticalmente donde varias formaciones están expuestas a lo largo de la longitud

del pozo.

5.5 Método de control dinámico

Se aplica este método en casos especiales, cuando por alguna causa no se puede

estrangular la descarga de un pozo o controlarlo por medio de otro pozo de alivio. El

método utiliza las pérdidas de presión por fricción del espacio anular y la presión

hidrostática de un fluido de control, el cual se bombea por la sarta de trabajo, lo que

permite el desalojo de fluidos ligeros de la presión de formación.

La velocidad del fluido inyectado deberá ser suficiente para que la suma de las caídas de

presión por fricción y la columna hidrostática exceda la presión de formación. Esta

velocidad debe sostenerse hasta que el fluido de control de mayor densidad estático

desplace al fluido de la formación.


106

Este método, antes de aplicarlo, involucra efectuar una serie de cálculos porque la

presión de fondo es bastante difícil de predecir. Por lo que solamente personal con

experiencia, altamente calificado, certificado y familiarizado con este método, deberá

utilizarlo con las limitaciones de cada pozo que en particular se presenten.

5.6 Circulación inversa

Al efectuar un control de pozo con la técnica de Circulación Inversa, como su nombre

lo indica, es lo opuesto a una circulación directa. La bomba se prepara para bombear

por el interior del espacio anular de la TR y el 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 ni presiones, ni régimen de circulación. Du-

rante la operación se atiende el manómetro de la TR para controlar la presión de fondo

del pozo. Al aumentar la bomba de lodos se determina estabilizar la presión de fondo y

se establece una presión de circulación. Ahora la contrapresión se ejercerá por la tubería

de perforación por medio del estrangulador correspondiente.

Ventajas que tiene al efectuar una circulación inversa:

1. Es el camino más rápido y corto para circular del fondo a la superficie

2. El brote de un fluido se desalojará fuera del pozo de una manera segura

3. De presentarse problemas, éste queda dentro de la tubería de mayor resistencia

4. En operaciones de reparación del pozo; el fluido empacador confinado en el espacio

anular es bastante denso y viscoso que sus características pueden controlar la formación,

sin tener que recurrir a preparar grandes volúmenes en superficie

5. En la operación de control, las pérdidas de presión por fricción son menores

Las desventajas al utilizar una circulación inversa son:

1. En operación de perforación, algunas formaciones son débiles, es posible que no

soporten la presión adicional. Para operaciones de reacondicionamiento, deberá

determinarse el estado de la TR y sus condiciones, ya que al intentar altos regímenes de

bombeo dan por consecuencia altas presiones.

2. Si la tubería contiene gas, se tienen trastornos para establecer y regir parámetros de

bombeo y de presión. Si existe gas en la TR, la presión de bombeo puede incrementarse.

3. Si el sistema circulatorio contiene densidades diferentes, causarán complicaciones

para determinar las presiones por ejercer.


107

4. No es recomendable utilizar esta técnica cuando se considere el riesgo de taponar con

recortes, residuos u otros materiales, las aberturas de circulación, los orificios y las

toberas de la barrena.

5.7 Método volumétrico

Si por alguna razón la circulación en el pozo no puede ser establecida para desplazar el

gas a la superficie, es necesario controlar su migración (por diferencia de densidades),

así como la expansión.

El método volumétrico se puede aplicar en las siguientes situaciones:

1.Cuando no hay tubería dentro del pozo y no se puede hacer stripping

2. En caso de que la tubería esté tapada

3. En el momento en que la densidad de control es inalcanzable a la profundidad de la

tubería y no se puede hacer stripping

4. En caso de que no se pueda establecer circulación

Conviene señalar que el método volumétrico sólo se lleva a cabo cuando el fluido invasor

es gas y el fluido de perforación es base agua.

Las operaciones normales de control podrán continuarse una vez desalojado el gas, ya

que mientras se soluciona el problema que impide la circulación, no habrá el peligro que

involucre el represionamiento del pozo.

Permitir la migración de gas bajo control, es una técnica que sólo se debe emplear en

caso de emergencia.

Una expansión excesiva del gas reducirá la presión en el fondo del pozo y permitirá la

entrada de más gas; una pequeña expansión causará un incremento de presión que posi-

blemente creará una pérdida por fracturamiento debajo de la zapata.

En estas condiciones, la presión en la tubería de perforación es monitoreada

manteniéndola entre 50 y 100 lb/pg2 arriba de la presión original de cierre (PCTR),

purgando lodo del espacio anular para que esta presión se balancee.

La presión registrada en el espacio anular se incrementará cuando el lodo sea purgado

del mismo, en tanto que la presión en la tubería de perforación debe monitorearse entre

los límites prefijados, para no permitir la entrada de más gas. Para ese propósito es

necesario un manómetro de presión de rango adecuado.


108

5.8 Razones específicas para seleccionar un método de control

Se tiene que tomar en consideración la etapa de control en que se encuentra el problema

y en base a ello, se define el método de control por emplear.

Control Primario

En esta etapa, el control se establece sólo con la presión hidrostática ejercida por fluido

de perforación y, si es la adecuada, se evitará el brote.

Control Secundario

En esta etapa el control se establece con la presión hidrostática del fluido de perforación

y la presión ejercida desde la superficie, tratando de evitar el fracturamiento de la

formación, dañar la TR y las conexiones superficiales de control. El control primario

deberá restablecerse rápidamente. Los casos en que se presenta esta etapa son:

• BROTES POR DESBALANCE.- Son causados por incremento de presión de la

formación y por no contar con la densidad suficiente del fluido de perforación. El

desbalance, por lo general, no debe rebasar un valor de densidad equivalente de 0.06

gr/cm3. Para este tipo de brote, se tendrá que utilizar el Método de Densificar y Esperar.

• BROTES INDUCIDOS.- Son causados por reducción de presión hidrostática (gas de

corte, pérdida de circulación, densidad inapropiada, falta de llenado correcto, efecto de

sondeo, etc.) Si la TP se encuentra fuera del fondo y no se puede introducir tubería,

entonces se debe circular con densidades de control. Es muy importante evaluar el pozo

para tomar esta decisión; cualquier volumen adicional que entre complicará el control y

aumentará los riesgos; por ello deberá considerarse la posibilidad de bajar la tubería a

presión para intentar el control con una densidad menor.

5.9 Métodos incorrectos para controlar un pozo

Los métodos incorrectos para tratar de controlar un pozo son:

• Levantar la barrena a la zapata al detectar un brote

• Nivel de presas constante

• Empleo de densidad excesiva

• Mantener constante la presión en TR

• Regresar fluidos a la formación


109

5.9.1 Levantar la barrena a la zapata al detectar un brote

Una práctica errónea debido a la posibilidad de atrapamiento de la sarta en agujero des-

cubierto, al detectar un brote, es tratar de levantar la barrena a la zapata. Esta operación

implica el uso de densidades más altas en el fluido de perforación para controlar la

presión de formación, mayores esfuerzos aplicados en la zapata, entrará fluido adicional

al pozo por efecto de sondeo y porque no se ejerce la contrapresión requerida para

restablecer el control secundario.

5.9.2 Nivel de presas constante

Un breve examen puede conducir a una persona a concluir que, manteniendo el nivel

de presas constante al circular un brote con ayuda del estrangulador, se evitará la entrada

adicional de fluidos. Esto es correcto siempre y cuando el brote sea de líquidos (fluidos

incomprensible). Si el brote fuera de gas o de algún fluido que contenga gas, la

consecuencia de usar este método sería circular el gas sin permitirle que se expansione.

El efecto sería el mismo que permitir la migración de la burbuja de gas sin dejarla

expansionar (incremento por la velocidad de bombeo) y, como ya se explicó, esto provo-

caría aumento de presión en todos los puntos del pozo, lo cual no es conveniente.

5.9.3 Empleo de densidad excesiva

Debe evitarse controlar un pozo mediante un lodo de densidad mayor de la necesaria.

Un lodo con exceso de densidad puede causar pérdida de circulación e iniciar un

descontrol subterráneo o, cuando menos, incrementa los esfuerzos por presión ejercidos

en la zapata, en la formación expuesta y en las conexiones superficiales.

5.9.4 Mantener constante la presión en TR

Otro método de control que algunas personas utilizan consiste en mantener constante la

presión en el espacio anular a medida que se bombea lodo de control. Si el pozo tiene

un factor de volumen anular constante (en la sección que ocupan los fluidos invasores)

mientras se bombea fluido de control y si los fluidos son incomprensibles, este método

y el del ¨Ingeniero¨ son equivalentes. Si el factor de volumen no es constante, como

generalmente ocurre, la altura de la columna de fluidos invasores cambiará de acuerdo

con el factor de volumen y esto causará variaciones en la presión de fondo.

Si el fluido invasor es gas, debe permitírsele que se expanda adecuadamente y bajo

control al circularlo hacia fuera. El hecho de mantener la presión en TR constante

permitirá que el gas se expanda con mayor rapidez que la necesaria. Esto sacará del pozo

más lodo, lo que creará disminución en la presión hidrostática y a su vez permitirá la


110

entrada de más fluidos de la formación. Los efectos mencionados pueden pasar

desapercibidos durante un tiempo, debido a que, mientras el brote está en la parte

inferior del pozo, hay pequeñas variaciones en la sección transversal del espacio anular

y el gas se expande lentamente. Esto ocurre cuando el gas está cerca de la superficie y

sufre expansión súbita, lo que se reflejaría como una sobrepresión en el espacio anular.

5.9.5 Regresar fluidos a la formación

Es común intentar regresar fluidos a la formación cuando se presenta un brote, evitando

la necesidad de implementar un procedimiento de control adecuado. Esta situación

implica que la formación sea fracturada antes que el bombeo pueda realizarse, y lo más

probable es que el fluido invasor no entre en la zona que originalmente lo aportó, a no

ser que el fluido circulado sea agua limpia, ya que al utilizar lodo, los canales porosos

de la formación son obturados con material densificante. Al no permitir la admisión del

fluido invasor, las presiones manejadas para inyectar la burbuja abrirían otros intervalos

con un gradiente de fractura mayor al de la formación aportada, con el consecuente

riesgo de romper el sello en la zapata de TR.

Sin embargo, existe una situación limitante, la cual se presenta cuando ocurre un brote

que contenga ácido sulfhídrico. Es preferible la inyección a la formación que circularlo

a la superficie; sobre todo cuando no se han implementado los planes de emergencia

para este tipo de contingencia.


111

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Los riesgos o problemas durante la perforación de un pozo son inmensos e

imposibles de enumerar es un mismo trabajo, los cuales van desde pérdidas

económicas o inclusive de vidas humanas y en algunos casos ambas.

El control de un pozo es una de las actividades de suma importancia donde el

personal que participa debe estar capacitado y entrenado. Una buena capacitación

del personal asegura el buen desempeño en campo, realizando funciones y

responsabilidades de su puesto. De esta manera se logra evitar daños a las

instalaciones, medio ambiente y al personal cuando se efectúa alguna actividad en

el pozo. Un personal capaz de identificar los indicadores de brote oportunamente y

ejecutar correctamente las operaciones, es considerado como medida preventiva

en el control de pozos.

No existe un método de control definitivo y funcional para todos los pozos, sino que,

dependiendo de las condiciones particulares de cada caso (tiempo, herramientas

abordo, presupuesto) se determinará cual de todos los métodos es más factible

ejecutar. Es de suma importancia que en todas las etapas del pozo, se lleve un

control adecuado de la densidad de fluido, siempre manteniendo la presión

hidrostática por arriba de la presión de formación, así mismo como los parámetros

de perforación serán indicios de la construcción y comportamiento del pozo.

Uno de los propósitos al realizar este trabajo fue con el objetivo de ayudar a futuros

estudiantes de la carrera de ingeniería petrolera, para ampliar mas sus

conocimientos sobre este tema fundamental de la industria petrolera, el control de

pozos es un tema que requiere conocer de física, química, herramientas y

procedimientos de ejecución, así como posibles escenarios que se llegan a

complicar al estar ejecutando alguna técnica. Actualmente no se le da importancia

a esta área, ya que no existen compañías nacionales de calidad que presenten

servicios de este tipo, por lo que se requiere seguir trabajando en el tema.


112

Recomendaciones

- En el área de operaciones siempre deben estar únicamente el personal que

va a realizar el control del pozo, esto con el fin de minimizar riesgos al

personal.

- Realizar simulacros de brote y presencia de gases, para observar cómo se

comporta el personal en situaciones de peligro.

- Asegurarse que los trabajadores que participan en la perforación del pozo

conozcan con mayor exactitud sus funciones es caso de brote.

- Mantener equilibrio hidrostático en el fondo del pozo es el objetivo más

importante de un control primario.

- No existe un método de control que se pueda aplicar a todos los pozos, este

depende de las condiciones y circunstancias que se presenten, se

seleccionará el más adecuado.

- Durante los viajes con tubería se debe mantener lleno el pozo con fluido de

control.

- Los indicadores de brote nunca deben ser ignorados y siempre se debe

verificar y descartar que se trate de un escenario desfavorable para el

personal, las instalaciones y el medio ambiente.


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