Well Control

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Rodrigo Ríos Moreira PET 201

INGENIERÍA PETROLERAPERFORACION II

“WELL CONTROL”

Docente: Ing. Rolando Ayllon Ribera

Alumno: Rodrigo Ríos Moreira

Registro: 200739093

Semestre: II / 2010

Fecha: 18 de Noviembre de 2010

Montero – Santa Cruz - Bolivia

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INTRODUCCIÓN

Se ha visto que durante las operaciones de perforación existen un sin fin de factores que pueden entorpecer la operación, por lo tanto el equipo que está trabajando debe contar con la experiencia y preparación para enfrentar los imprevistos.

Uno de los imprevistos y el más importante es el amago de descontrol o surgencia.

Este debe ser tratado con extremo cuidado y los cálculos para su detección y corrección deben ser exactos ya que un error de cálculo o un descuido por parte de los operarios puede ser mortal para la cuadrilla.

¿QUÈ ES UNA SURGENCIA?

Una surgencia es una entrada no deseada de fluidos de formación en el pozo. Si se la reconoce y trata a tiempo, puede ser manejada y eliminada en forma segura.

Pero si se la deja proseguir hasta tornarse incontrolable se puede llegar a un reventón o “blowout” que no es otra cosa que un surgencia descontrolada.

IDENTIFICACIÓN DE UN AMAGO DE DESCONTROL.

Existen varios parámetros para identificar la surgencia entre los cuales tenemos:

Incremento de la velocidad de perforación “rop”. Forma y tamaño de los recortes. Incremento en el torque y arrastre. Derrumbe de la lutita. Incremento del contenido de gas. Disminución del exponente “dc“. Disminución de la densidad de la lutita. Incremento de la temperatura de la línea de retorno. Aumento en el contenido de cloruro. Incremento del nivel de lodo en los tanques. Disminución de la presión de bombeo. Pozo fluyendo en condiciones estáticas. Variación en el peso de la sarta. Incremento en las emboladas.

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CAUSAS QUE ORIGINAN UNA AMAGO DE DESCONTROL

A continuación se citarán las causas más importantes que puede producir un descontrol.

Densidad Insuficiente Del Fluido De Perforación

El fluido del pozo debe ejercer suficiente presión hidrostática para al menos igualar la presión de la formación.

Si la densidad del fluido es menor a la de la formación se producirá una surgencia.

Llenado deficiente del pozo

Siempre que cae el nivel de fluido en el pozo, también cae la presión hidrostática ejercida por el fluido. Cuando la presión hidrostática cae por debajo de la presión de formación, el pozo fluye.

Cuando se retira tubería del pozo se retira un volumen del pozo que es el volumen que representa el acero de la tubería, cuando este volumen se saca del pozo se disminuye el nivel de fluido en el pozo y por lo tanto disminuye la presión hidrostática.

Resulta obvio que si se desea mantener una presión constante sobre la formación, se debe volcar en el pozo una cantidad de fluido igual al volumen de acero que se ha sacado.

Perdidas de circulación.

Si el nivel de fluido en el pozo baja, también disminuye la presión que estaba ejerciendo. Si la presión hidrostática del fluido pierde nivel por debajo de la presión de formación, el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de la perdida de fluido pueden ser:

Fluidos de lodo Versus fluidos de terminación. Presión de circulación. Presión de contrapresión.

Pistoneo y compresión (swab and surge).

Cada vez que se mueven las barras a través de fluido aparecen fuerzas de pistoneo (swab) y de compresión (surge).

Si se está bajando las barras el fluido que esta mas adelante, debe despejar camino moviéndose hacia arriba alrededor de la barra. Si la bajada es demasiado rápida, la barra comprime como pistón y presuriza el pozo que esta mas adelante. Esto se denomina presión de compresión.

Si esta presión aumenta demasiado puede haber pérdida de circulación, fractura de la formación o rotura del casing. La consecuencia podría ser perdida de fluido y por lo tanto descenso de la presión hidrostática, y hay peligro de que el pozo fluya.

Cuando se están sacando las barras predomina la presión de pistoneo. A menudo, el fluido no puede bajar por el espacio anular con la misma velocidad con la que las barras están subiendo.

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Cuando esto ocurre se produce una presión de vacío o presión negativa, debajo de las barras. Este descenso hace que el pozo avance hasta que el fluido llena el espacio bajo las barras; esto se llama pistoneo. Así el efecto de pistoneo ingresa fluido no deseado al pozo, por lo tanto se corresponde con la presión de surgencia.

Incremento en la presión de formación

Durante las actividades de perforación, de profundización y de desvió es posible encontrar presiones anormales.

La geología de la zona donde se perfora un pozo afecta en forma directa las presiones de formación. Los pozos perforados en lugares en que hay trampas de subsuelo o estructuras que contienen petróleo o gas también pueden provocar presiones altas anormales.

También deben tener en cuenta que se pueden encontrar presiones anormales en cualquier momento y lugar. Una dotación entrenada y experimentada debe estar lista para enfrentarse con lo inesperado.

Presiones Anormales

Hay muchas condiciones geológicas que pueden modificar las presiones de la formación. Las más habituales son:

1. Fallas.2. Estructuras anticlinales.3. Domos salinos.4. Macizos de arcilla.5. Zonas recargadas. Sobrecarga Litostática6. Zonas agotadas.

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TEORÍA DE LAS SURGENCIAS

Las surgencias gaseosas y liquidas se comportan de forma distinta en boca de pozo.

Debe determinarse la expansión de las surgencias gaseosas a medida que hacienden, de manera que la mayor parte de la expansión se produzca cerca de la superficie.

La naturaleza del fluido intrusivo es muy importante por lo tanto se debe calcular la densidad del fluido, la clasificación común dice que : el agua salada está entre 8.5 - 10 lpg, densidades menores a 2 lpg son gaseosas, y entre 2 y 8.5 lpg son una mezcla de gas, petróleo y agua.

Para conocer qué tipo de surgencia se tiene en el pozo se procede a realizar un calculo que relaciona la presión de tubería y de cañería, la densidad del lodo y la longitud de la surgencia.

Toda surgencia debe ser tratada como gaseosa hasta que no se determine exactamente su naturaleza esto dará un margen de seguridad a favor del equipo de perforación.

Expansión Del Gas

Cuando penetra gas su efecto en el pozo depende de cómo se lo maneje. Los siguientes ejemplos muestran como actúa el gas en el pozo e indica la mejor solución para este problema.

Se considerará el gas como una sola burbuja y no se tendrán en cuenta los efectos de la temperatura, compresibilidad, tipo de fluido y solubilidad.

No Expansión. Expansión Descontrolada. Expansión Controlada.

No Expansión.

En un pozo de 10.000 pies que contiene un lodo de 10 lpg se pistonea 1 barril de gas durante una conexión. El pozo se cierra y se circula la burbuja hacia la superficie manteniendo el volumen en las piletas.

Cuando la burbuja se va desplazando a la superficie se va incrementando la presión de fondo, de tal manera que si se encuentra a 7500 ft la burbuja tendrá 5200 psi, la presión de fondo será la de la burbuja mas la hidrostática sobre ella es decir que se tendrá un presión de fondo de 6500 psi, es decir que cuando la burbuja llegue a superficie la presión de fondo será de 10400 psi.

Long .Surgencia ( ft )=IncrementoTanques(bbl )capacidad Anular(bbl / ft )

Densidad ( lpg)=ρlodo ( lpg)−((SIDPP−SICP )( psi )Long . surgencia ( ft )×0.052 )

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En este caso se puede llegar a la presión de fractura e inducir a perdida de circulación antes que la burbuja llegue a la superficie.

Expansión Descontrolada

Lo opuesto a no permitir la expansión del gas es circularlo sin mantener contrapresión. Tomando el ejemplo anterior se pistonea un barril de gas. Esta vez no se cierra el pozo y se comienza a circular la burbuja al exterior.

De acuerdo a la ley de los gases cuando llegue a la mitad del pozo se habrá expandido al doble del volumen es decir 2 bbl. A las tres cuartas partes se expande a 4 bbl y entre este tramo y la superficie se llega a 8 bbl.

A esta altura surge la incógnita; si la burbuja se está expandiendo y desplazando fluido ¿cuánta presión hidrostática perdió? , si la presión disminuye lo suficiente es posible que este entrando mas gas al pozo, este desalojara más fluido del pozo y más velozmente.

“El pozo esta camino a un reventón”.

De acuerdo a lo anterior para mostrar la aplicación de la ley de los gases. Cuando la burbuja llegue a la superficie habrá desplazado la siguiente cantidad de fluido:

P1×V 1=P2×V 2

V 2=P1×V 1P2

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En boca de pozo la presión hidrostática (P2) es la ambiente. La presión de la burbuja se mantiene en 5200 psi y el volumen inicial de la burbuja será 1 bbl.

Se habrán desplazado 353 bbl!!

Expansión Controlada

Cuando se bombea una surgencia al exterior con expansión descontrolada, se debe permitir que el gas se expanda de manera de mantener la presión de fondo igual o un poco por encima de la presión de formación.

Se debe mantener una contrapresión para que la burbuja se expanda de manera tal que la contrapresión, más la presión del gas, mas la presión hidrostática de todos los fluidos que hay en el pozo igualen a la presión de fondo.

Este tipo de expansión es la más adecuada, los procedimientos normales para ahogar un pozo permiten la expansión controlada del gas.

V 2=5200×114 .7

=353bbl

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Efectos de la Posición de la Surgencia.

Evitar la pedida de circulación es fundamental cuando se circula la surgencia a superficie.

Durante la circulación de la surgencia, la presión en cualquier zona débil es igual al peso de la columna de fluido sobre ese punto más la presión del casing en superficie.

Si se procede a mantener la presión constante en el fondo del pozo las presiones sobre la zona débil aumentará solo hasta que el gas llegue a dicho punto.

Cuando el fluido de surgencia sobrepasa este punto la presión allí se reduce porque la columna que está por encima generalmente pesa menos.

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MÉTODOS DE CONTROL DE POZO

Hay muchos métodos para controlar y circular un pozo en surgencia. Todos los métodos comunes de ahogo de pozo son esencialmente similares.

Todos permiten que se circule la surgencia mientras se domina la formación y se evita la perdida de circulación. La diferencia entre los métodos está en si se aumenta o no el peso del fluido y si se lo aumenta, cuando.

Los métodos más importantes son:

Espere y Densifique ó Esperar y pesar (método del Ingeniero) Método del perforador. Bullheading Método Concurrente Método Volumétrico Inyección y Purga

MÉTODO DE “ESPERE Y DENSIFIQUE”

Constituye el mejor equilibrio, este método es el que ahoga el pozo con mayor rapidez, y el que mantiene más bajas las presiones de pozo y de superficie. Se requieren buenas instalaciones de mezclado para densificar el fluido, una dotación completa, y ayuda adicional de supervisión.

En este método el pozo se cierra luego de una surgencia. Se registran las presiones estabilizadas y el tamaño de la surgencia. Se densifica el fluido antes de comenzar la circulación “Espere y Densifique”. Luego se circula el fluido por el pozo, manteniendo las presiones y la densidad correctas mientras se lo ahoga.

En la práctica, es casi imposible ahogar un pozo con una sola circulación, porque el fluido no se desplazara eficientemente por el espacio anular. Esto sucede en todos los métodos de ahogo.

Procedimiento de Ahogo

1. Se cierra el pozo luego de la surgencia y se registran la presión de tubería (SIDPP) y cañería (SICP) estabilizadas y el tamaño de la surgencia.

2. Se calcula la densidad del fluido de ahogo. Se aumenta el peso del fluido en los tanques hasta alcanzar el valor calculado del fluido de ahogo.

3. Mientras se densifica el fluido se llena la hoja de control en el pozo.4. Cuando está todo listo para circular, se lleva la bomba a la velocidad de caudal de

ahogo y se mantiene la “contrapresión” adecuada.5. Se debe mantener la presión de tubería de acuerdo a la tabla de presiones. Todos los

ajustes de presión deben comenzar con el ajuste de la presión de casing, desde el estrangulador.

6. Cuando el fluido de ahogo llega al trépano se debe mantener la presión de tubería en los niveles de la Presión Final de Circulación (PFC) hasta que el fluido densificado vuelva a superficie.

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7. Una vez se estabilizan las presiones, se debe ajustar y mantener la presión de tubería en el valor apropiado hasta que se haya ahogado el pozo.

Formulas a Emplear

Altura del Influjo :

Densidad del Influjo:

Densidad del Fluido de Ahogo

Sacos de Baritina a Agregar

Presiones:

Presión de Formación:

Presión Inicial y Presión Final de Circulación:

Long .Surgencia ( ft )=IncrementoTanques(bbl )capacidad Anular(bbl / ft )

Densidad ( lpg )=ρlodoactual ( lpg )−( (SICP−SIDPP )( psi)Long . surgencia( ft )×0.052 )

ρk=ρlodoactual (lpg )+( SIDPP( psi)0 .052×TVD ( ft ))

Vb=Vpozo (bbl)×(ρk ( lpg)−ρ lodoactual ( lpg)35−ρk ( lpg) )

¿ Sacos=Vb (bbl)×1470 (lb /bbl )

XlbsSaco

Pformación=SIDPP+PhidrostáticaPhidrostática=0 .052×ρ lodo( lpg)×TVD ( ft )

PIC ( psi )=Pr educida+SIDPP

PFC ( psi)=Pr educida×( ρk( lpg )ρlodoactual (lpg ) )

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Considerando la posibilidad de fractura siempre se debe calcular la presión máxima de cierre en función al punto más débil que generalmente es el zapato de la cañería.

Presión máxima de cierre en Superficie:

Presión máxima de cierre en Superficie durante la evacuación del influjo:

Para calcular las emboladas en los distintos puntos de circulación se debe tener los datos de bomba para poder calcular el volumen de desplazamiento de la misma.

Volumen de Desplazamiento:

Carta de Presiones:

Se emplea para tener un control en superficie de las emboladas bombeadas con respecto a la caída de presión de tubería desde la PIC hasta la PFC:

“Las emboladas se calculan asumiendo una caída de presión de 50 psi desde la PIC hasta la PFC.”

SICP=0 .052×TVDzapato ( ft )×{ρ fractura ( lpg )− ρlodoactual ( lpg)}

SICP=0 .052×TVDzapato ( ft )×{ρ fractura ( lpg )− ρk (lpg )}

Vdb=0 ,0102×(Dcamisa( p lg))2×(Lcamisa( p lg ))×Eficiencia42

= bblemb

EmboladasSup−Bit=V int erior (bbl)Vdb

EmboladasBit−Sup (EA )=Vanular( bbl)Vdb

EmboladasTotales=VtotaldelPozo (bbl)Vdb

Gradiente :

Psi /emb=PIC−PFCembSup−Bit

emb=Caidade _Pr esión

psi /emb

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MÉTODO DEL PERFORADOR

Este método se utiliza cuando no resulta necesario emplear material densificador, o cuando no se cuenta con él. También se utiliza para circular surgencias gaseosas cuyas altas velocidades de migración pueden causar problemas para cerrar el pozo.

Este método es simple y directo, aunque las presiones del casing resultan un poco más altas que en las otras técnicas y el ahogo del pozo lleva más tiempo, no se debe utilizar en pozos en los que se prevea perdida de circulación. Es importante ya que es el método básico de control de pozos.

El procedimiento de ahogo del perforador consiste en circular la surgencia al exterior. Luego se reemplaza el fluido del pozo por un fluido lo suficientemente pesado como para dominar la formación en surgencia.

Procedimiento de Ahogo

1. Cerrar el pozo.2. Se registran las presiones de tubería y casing y el tamaño de la surgencia.3. Se comienza a circular manteniendo constante la presión en casing hasta que la bomba

alcanza el caudal de ahogo.4. Cuando se alcanza el caudal de ahogo se anota la presión de tubería y se mantiene

constante esta presión con el estrangulador.5. Se mantiene constante la presión de tubería y el caudal de bombeo hasta que se haya

circulado la surgencia al exterior.6. Luego se cierra el pozo y se aumenta la densidad al lodo.7. Se reanuda la circulación y se mantiene constante la presión del casing hasta que la

tubería se haya llenado con el nuevo lodo pesado.8. Cuando la tubería está llena de lodo pesado, se debe registrar la presión de tubería o

PFC.9. Se debe circular el pozo lleno de fluido pesado manteniendo constante la presión de

tubería.

Como se ve en los pasos del procedimiento de ahogo, en este método se realizan dos circulaciones.

El método del perforador es similar al de “espere y densifique” solo que en este caso al emplear dos circulaciones en la primera se limpia el pozo y en la segunda se densifica el lodo y se controla a la formación.

Las formulas a emplear y el procedimiento es igual al método de “espere y densifique”. Esto se demostrará en el ejemplo práctico al final del tema.

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MÉTODO DE BULLHEADING

Esta es una técnica habitual de ahogo de pozos en operaciones de reparación de pozos (workover) en algunas áreas. También se lo puede llamar “deadheading”.

Este método funciona cuando hay obstrucciones en la tubería y se puede lograr la inyectabilidad dentro de la formación sin exceder ningún límite de presión. En este procedimiento, los fluidos del pozo se bombean nuevamente al interior del reservorio, desplazando la tubería o el casing con una cantidad suficiente de fluido de “ahogo”.

También se puede aplicar el Bullheading bajo ciertas condiciones de perforación, principalmente si ocurre una surgencia de H2S. En este caso, hay que liquidarla bombeándola nuevamente al interior de la formación, en lugar de traerla a la superficie.

En las operaciones de reacondicionamiento el método de “Bullheading” tiene aplicaciones limitadas y está sujeto a problemas tales como:

Cuando los fluidos de la formación son de alta viscosidad, aplicar esta técnica puede resultar difícil y consumir mucho tiempo.

Se deben conocer las presiones de rotura por presión interior de tubería y de casing, y no se las debe exceder. Cuando se utiliza esta técnica, puede resultar necesario aplicar presión al casing para que la tubería no reviente.

El gas puede provocar serios problemas de migración. Si hubiera un problema de migración de gas, se recomienda agregar viscosificadores al fluido de ahogo.

Una baja permeabilidad del reservorio puede requerir que se exceda la presión de fractura.

METODO CONCURRENTE

El método concurrente implica densificar el fluido mientras se circula. Es mas complejo que otros métodos y ofrece pocas ventajas con respecto al método del Ingeniero, por lo cual no se utiliza a menudo. Presenta la complicación que se tienen dos o más densidades de fluido en el sondeo al mismo tiempo, esto complica los cálculos de presión hidrostática del fondo de pozo.

Su principal ventaja reside en que puede comenzarse la operación de ahogo tan pronto como se registran las presiones de cierre. Una vez registrada toda la información referente a la surgencia, se debe poner la bomba en línea. Cuando se alcanza la velocidad de caudal de ahogo deseada, se debe mantener la PIC. El fluido de ahogo debe ser densificado a la velocidad máxima que permita el equipamiento de bombeo y de mezclado de superficie.

El operador en el choke debe registrar las emboladas de la bomba y la nueva densidad de fluido a medida que este es bombeado. Se calculan las emboladas necesarias para que el fluido densificado llegue al trepano.

Cuando el fluido llega al trepano, se reduce la presión de sondeo o se hacen los ajustes necesarios para circular un fluido más pesado en el pozo. Se deben registrar todas las modificaciones en la densidad del fluido, para que se puedan realizar los ajustes de la presión de sondeo.

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Una vez que el fluido final de ahogo llega al trepano, se alcanza la presión final de circulación y a partir de ese momento se debe mantener constante la presión hasta que se concluya la operación.

METODO VOLUMETRICO

Para corregir las variaciones de presión en el espacio anular durante la bajada y sacada de sondeo bajo presión o para mantener constante la presión de fondo cuando no hay herramienta en su interior. Normalmente se puede mantener constante la presión de fondo del pozo monitoreando y manteniendo constante la presión de tubería, esto se logra descargando fluido por el choke para reducir la presión de tubería. Si la tubería esta taponada o si no hay tubería en el pozo se puede usar método volumétrico.

En el método Volumétrico se monitorea y se mantiene constante la presión de cañería hasta que se descarga una cantidad calculada por el choke. Una vez hecho esto se recalcula la presión de cañería que debe mantener de acuerdo a los cálculos previos.

Cuando el gas llega a superficie se revierte el proceso y se bombea fluido al pozo. Se permite que la presión de cañería disminuya de acuerdo al calculo volumétrico esta técnica también se conoce como Inyección y Purga.

El Método volumétrico se basa en algunas observaciones básicas de las presiones y condiciones de pozo:

La cantidad de fluido que queda en el espacio anular controla en parte la presión de cierre del interior de la cañería.

Las variaciones en la cantidad de fluido en el espacio anular modifican la presión de cierre del interior de la cañería.

Se puede calcular la presión que ejerce cada barril de lodo en el espacio anular.

Cuando se está en bajada forzada contra presión se debe utilizar algún tipo de válvula o dispositivo de retención “INSIDE BOP”. En este caso el desplazamiento de la tubería será igual al desplazamiento total del área transversal.

Cuando se usa el Método Volumétrico la presión de cierre de la cañería mas cierto margen se definen como presión necesaria en la cañería para dominar una presión en surgencia.

Cuando se está bajando tubería bajo presión de pozo (stripping) o bajada forzada contra presión o Snubbing, la presión de cañería deberá permanecer constante y el fluido será desplazado por la tubería.

Ejemplo de Método Volumétrico.-

Profundidad = 11500 piesCañería = 7.5/8”, 24ppf, ID 7.025” Cap 0.04794bbpTubería = 2.78”, 10.4ppf, Cap 0.004495bbl

Desp. 0.003535bbpDensidad = 12.5ppf

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SICP = 600psiCalculo de la presión hidrostática por barril en el espacio anular.

PH = (Grad. de fluido psi/pie) / (Cap. Anular bbl/pie)PH = (12.5 x 0.052) / (0.03991) = 16.3ppg

Cada barril en el espacio anular ejerce una presión de 16.3psi por lo tanto por cada barril de fluido que se deja fluir del pozo la presión se reduce en 16.3psi. Esto sucede solamente con el fluido adicional que se deja salir del pozo y no con el fluido real que se necesita para desplazar la tubería. Luego de que se bajan 10 tiros de sondeo al pozo, la presión de la cañería sigue siendo 600psi porque esta es la presión que mantiene el choke. Supongamos que el fluido desplazado a la pileta es 15bbl se puede calcular la diferencia:

Desplaz. = 10tiros x 90pies/tiro x 0.00803bbl/pieDesplaz. = 7.2bblDiferen. = 15bbl – 7.2bbl = 7.8bbl

En el ejemplo se dejo salir del pozo 7.8bbl de fluido mas de los requeridos por el desplazamiento de la tubería. La presión que estos 7.8bbl ejercerían en el pozo seria igual a:

Presión = 16.3psi/bbl x 7.8bbl = 127psiDe acuerdo al método volumétrico 7.8bbl equivalen a 127psi. Si se asume que la surgencia es gas esto significara que se necesitara 123psi mas de presión en la cañería para dominar la formación en surgencia. La nueva presión en cañería será de 727psi.Cuando se utiliza en operaciones de bajada o sacada de sondeo bajo presión, el método volumétrico es un control de las condiciones de bajada y sacada de tubería bajo presión, más que un método de control de pozo.

INYECCION Y PURGA

Este método se utiliza cuando el fluido de la surgencia llega a la cabeza del pozo. Se lo utiliza cuando la tubería esta taponada, y donde las presiones altas de pozo alcancen los valores admisibles de presión de cabeza de pozo.

En el “Método de Inyección y Purga”, se bombea fluido al interior del pozo y se permite que caiga y que comience a aumentar la presión hidrostática. Se debe dejar pasar el tiempo suficiente como para que el fluido comience a ejercer la presión hidrostática. Dado que se le agrega presión hidrostática al pozo, se puede purgar la contrapresión en una cantidad igual al incremento de la presión hidrostática.

Para comenzar la inyección y purga, se debe bombear fluido al pozo, este fluido debe ser medido cuidadosamente. Si se conoce el numero de emboladas o si se está bombeando desde un tanque medido, se puede calcular la longitud del fluido bombeado dentro del pozo

Una vez que se conoce esta longitud se puede estimar el incremento de presión hidrostática y este será el valor a purgar en la superficie.

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Ejemplo.Perforando a la profundidad de 3840 m se presento un ahogo de descontrol que fue detectado por el incremento de 30 bbl en los tanques. Se procedió al cierre del pozo accionando los BOP’s y se registraron presiones estabilizadas en la sarta y el espacio anular de 500 y 700 psi respectivamente. Realizar un programa para sacar el influjo y controlar el pozo mediante los métodos de “espere y densifique” y el del perforador.

Datos:

Sarta de perforación: bit 8 ½” + 178 mtrs. de Drill Collars 6 ½” x 2.8125”

+ 84 mtrs. de HW`s 5” x 3” + DP`s 4 ½” x 3.826”

Ultimo revestimiento: Csg. 9 5/8” x 8.535” asentada y cementada @ 3349 m.

Prueba de Integridad: gradiente de fractura equivalente a 15.6 lpg @ 3349m

Densidad del lodo: 9.7 lpg

Presión reducida: 600 psi @ 30 EPM

Bomba de lodo: Triplex, Lc = 9”; Dc = 5 ½” ; Ef = 95% ; Pmax. = 3500 psi.

“Método de Espere y Densifique”

3349 mtrs.

229 mtrs.

84 mtrs.

178 mtrs.

Vi=ID2

314×H (mtrs )

V 1=166 .8bblV 2=2 .41bblV 3=4 .48bbl

V EA=OD2−ID2

314×H (mtrs )

V 4=17bblV 5=12 .64bblV 6=37 .92bblV 7=560 .97bbl

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Volúmenes:

Volumen Interior de la Sarta = 173.69 bbl

Volumen en el Espacio Anular = 628.53 bbl

Volumen en Agujero abierto (V4, V5,V6) = 67.56 bbl

Volumen Total = 802.22 bbl

Calculo del Número de Emboladas

Altura del Influjo

En este caso el aumento en los tanques es de 30 bbl, dicho volumen supera a las secciones 4 y 5 del grafico lo que indica que sobrepasa levemente la altura del heavy weight.

Densidad del Influjo

De acuerdo con el rango el fluido invasor es GAS

Densidad Para Matar el Pozo

Vdb=0 ,0102×(Dcamisa( p lg ))2×(Lcamisa ( p lg ))×Eficiencia42

=bblemb

Vdb=0 ,0102×(5 .5)2×(9 )×0.9542

=0 .0628Bbl /emb

EmboladasSup−Bit=V int erior (bbl)Vdb

=173 .690 .0628

=2766 emb

EmboladasBit−Sup (EA )=Vanular( bbl)Vdb

=628 .560.0628

=10 .009emb

EmboladasTotales=VtotaldelPozo(bbl)Vdb

=802.220 .0628

=12775emb

V 4+V 5=29 .64bblVx=30−29.64=0 .56bblSiV=C×Hentonces :

Hx=VxC6

=0 .56 bbl8 .52−4 .52

314

=3 .38metros

H inf lujo=178+84+3 .38=265 .38metros

Densidad ( lpg)=ρlodoactual ( lpg)−(( SICP−SIDPP)( psi)Long . surgencia( ft )×0 .052 )

Densidad ( lpg)=9 .7−((700−500)(269.38×3.281 )×0.052 )=5 .28 lpgρ inf lujo=5 .28/8 .33=0 .63gr /cc

ρk=ρlodoactual (lpg )+(SIDPP( psi )0 .052×TVD ( ft ) )

ρk=9.7+(500( psi)0 .052×(3840×3.281 ) )=10 .46 lpg

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Sacos de Baritina requeridos

PRESIONES

Presión de Formación:

Presión Inicial y Final de Circulación:

Consideraciones De Fractura

Presión máxima de cierre en Superficie:

Presión máxima de cierre en Superficie durante la evacuación del influjo:

Carta de Presiones

Vb=802.22×(10 .46−9.735−10 .46 )=24 .84bbl

¿ Sacos=24 .84bbl×1470( lb /bbl )

100lbsSaco

=366Sacos

Pformación=500+PhidrostáticaPhidrostática=0 .052×9 .7× (3840×3 .281 )=6354 .95 psiPformación=500+6354 .95=6854 .95psi

PIC=Pr+SIDPP=600+500=1100 psi

PFC=Pr×( ρk ( lpg)ρlodoactual ( lpg) )=1100×(10.469 .7 )=647 psi

SICP=0 .052×TVDzapato ( ft )×{ρ fractura ( lpg )− ρlodoactual ( lpg)}

SICP=0 .052×(3349×3 .281 )×{15.6−9 .7 }=3371 .14 psi

SICP=0 .052×TVDzapato ( ft )×{ρ fractura( lpg )− ρk (lpg )}

SICP=0 .052×(3349×3 .281 )×{15.6−10 .46 }=2936.89psi

Gradiente :

Psi /emb=PIC−PFCembSup−Bit

=1100−6472766

=0 ,1638psi/emb

emb=Caidade _Pr esión

psi /emb=500 ,1638

=306emb

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Presión


Carta de Presiones

Como se indico antes la carta de presiones mostrara la evolución de las emboladas desde la PIC hasta la PFC.

Emboladas Presión 0 1100 305 1050 610 1000 915 950 1221 900 1527 850 1831 800 2137 750 2442 700 2748 650 2766 647 En este punto se debe cumplir las

emboladas al trepano

PIC = 110

PFC = 647

En éste punto la presión hidrostática es igual a la deformación

Emboladas Sup-Bit Emboladas

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