Well control

Best In Class Best In Class

Control de Perforación y Reacondicionamiento (work-over) / Completamiento de pozos

Occidental Oil & Gas Global Drilling Community

Comprensión del Control de Pozos


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Registro

Nombre: (Apellidos) _______________ (Nombres) ____________ Iniciales _____ Fecha de nacimiento ______________________ Fecha ________________ Nacionalidad ______________________ Cargo __________________ Compañía ________________________ Sede de Trabajo_______________ Número de Cursos Previos sobre control de Pozos: ______ Último Control de Pozos: _____ Nombre del último proveedor de servicios de control de Pozos: ________________________________ No. Identificación ________________________ Nivel de Certificación _____________ Dirección de correo electrónico: ______________________ Número Telefónico: ____________ Dirección del Domicilio: ________________________________________________ Información de Contacto en caso de Emergencia: Número telefónico y número de alcoba del hotel: ____________________________________ Número de teléfono celular o Número telefónico de Contacto: ____________________________________

*******************************************************************************************

(Para uso exclusivo de OXY Well Control)

Fecha de Inicio del Curso: ___/___/____/ Fecha de Terminación del Curso: ___/___/____ Nivel __________

Puntaje de la Prueba escrita: _____ Re - test ______ Prueba del Simulador _____ Re – test ______

Se emite certificado: SÍ / NO En caso de respuesta negativa, explicar por qué: _______________________

Número del certificado ______________ ¿Se le entrega copia al participante? SÍ / NO En caso de respuesta negativa, explicar por qué: ___________________________


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Evaluación

Pregunta Baja Evaluación Buena

1 2 3 4

1. ¿Este curso ha llenado sus expectativas? Comentarios:

1 2 3 4

2. ¿Este curso ha cumplido con los objetivos que presentó? Comentarios:

1 2 3 4

3. ¿Los instructores cumplieron con sus objetivos en cuanto a tiempo? Comentarios:

1 2 3 4

4. ¿Los ejercicios escritos han tenido el suficiente nivel de exigencia? Comentarios:

1 2 3 4

5. ¿Los ejercicios del simulador han sido relevantes? Comentarios:

1 2 3 4

6. ¿Los instructores han sido respetuosos? Comentarios:

1 2 3 4

7. ¿Los instructores siguieron los Estándares y Buenas prácticas de Oxy? Comentarios:

1 2 3 4

8. ¿Los instructores han escuchado a los participantes? Comentarios:

1 2 3 4

9. ¿Los instructores permitieron la discusión en clase? Comentarios:

1 2 3 4

10. ¿Se ha constituido esta clase en un valor agregado a su Unidad de Negocio? Comentarios:

1 2 3 4

Haga un listado de tres elementos que necesitan mejorar; 1.

Haga un listado de tres elementos que se deben continuar realizando;

1.

¿Cómo evalúa usted este Control de Pozos en comparación con otros?

Instructores: ______________________________ _______________________________ Sede: ___________________________________ Fecha: ________________________


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Declaración de Calidad de WellCAP Política sobre Comentarios

Apreciado Participante de esta sesión de capacitación: IADC se compromete a garantizar que sus proveedores acreditados de capacitación ofrezcan una enseñanza de calidad, y cumplan con altos estándares de conducta. Una de las maneras en que podemos continuar mejorando nuestro sistema de acreditación es escuchar y responder a las opiniones de los participantes en la capacitación. El IADC quiere garantizar que: 1. Sea lo más fácil posible hacer un comentario 2. Tratamos cualquier comentario desfavorable en relación con los proveedores de formación acreditados de manera seria. 3. Vamos a responder de la manera correcta - por ejemplo, con una investigación, una explicación o una búsqueda de información más detallada antes de tomar la acción apropiada. 4. Aprendamos de los comentarios recibidos y los utilicemos para mejorar la calidad de nuestro programa de acreditación. 5. Nuestros proveedores de capacitación aprendan de los comentarios recibidos y los utilicen para mejorar la calidad de la enseñanza que ofrecen. ¿Cómo hacer un comentario? Usted puede hacer comentarios en persona, por escrito, por fax, por e-mail, por teléfono o a través de un formulario en el sitio web del IADC a través de las direcciones que figuran a continuación. Por favor proporcione suficientes detalles acerca de su experiencia en el curso para permitir que el IADC haga una búsqueda de información adicional cuando sea necesario (la fecha del curso, la sede, el proveedor de la capacitación, etc.). Su información de contacto es opcional, pero le ayudará al IADC en caso de que se llegaren a requerir comunicaciones de seguimiento. En persona: Sede principal de IADC

10370 Richmond Ave. Suite 760 Houston, TX 77042 USA

Por escrito: Hemisferio Occidental: IADC PO Box 4287 Houston, TX 77210-4287 USA

Hemisferio Oriental: PO Box 1430 6601 BC Nijmeger, Holanda

Por Fax: Hemisferio Occidental: +1-713-292-1946

Hemisferio Oriental: +31-24-360-0769

Vía telefónica: Hemisferio Occidental: +1-713-292-1945

Hemisferio Oriental: +31-24-675-2252

Por e-mail: [email protected]

Sitio web: www.iadc.org/wellcap/comments.htm

Declaración sobre calidad y Política de Comentarios de WellCAP Forma WCT-25 – Revisión 060226

mailto:[email protected]

http://www.iadc.org/wellcap/comments.htm


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Agradecimientos

Occidental Oil &Gas desea expresar sus agradecimientos a las siguientes organizaciones que han contribuido con sus gráficas e informaciones sobre productos: - Cameron

- Hydril – Todas las imágenes de Hydril tienen derechos reservados de autor, Hydril Company LP

- MI Swaco


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“Best In Class”, Los mejores de la Clase Mensaje del Vicepresidente

Nuestra misión en la Oxy Drilling Community (Comunidad de perforación de Oxy) es ser los mejores de la clase en nuestra industria, no sólo en Perforación, sino también en evaluaciones, terminaciones, servicio a los pozos, y el rendimiento en Salud, Medio Ambiente y Seguridad. Sobresalir en una de estas áreas sólo para quedarse atrás en las otras no es lo suficientemente bueno. Para ser realmente los mejores, y para maximizar nuestra contribución al desempeño de la empresa, debemos sobresalir en todas las facetas de nuestro negocio. De hecho, los fundamentos para un rendimiento excepcional abarcan todas estas cosas, con la salud y la seguridad del personal, la protección del medio ambiente y la eficiencia operativa estrechamente vinculadas. Los Administradores de Perforación y yo estamos alineados y comprometidos con el camino a seguir que nos llevará a nuestra aspiración de ser los mejores en la industria, en todo sentido. En nuestra búsqueda de un rendimiento excepcional, hay que partir de los valores de Oxy sobre la seguridad, el medio ambiente, el código de conducta, y el cuidado de nuestra gente. Como individuos, y grupos de trabajo, debemos analizar nuestros valores con detenimiento para entender cómo pueden influir en nuestra vida y nuestro trabajo. Cuando los tomamos en serio, estos valores deberán permearse en todo lo que hacemos. Debe aparecer fuerte y claro para todos los equipos de Oxy y de nuestros contratistas, que el personal de Perforación de Oxy se esfuerza por vivir nuestros valores, y que nosotros esperamos lo mismo de todos aquellos con quienes trabajamos. Este aspecto puede tener un gran impacto en el rendimiento. A continuación, debemos abrazar la nueva Estrategia de Oxy Perforación, que se sustenta en seis ejes prioritarios clave para el logro de nuestra aspiración de ser los mejores de la clase: la Gente, el Liderazgo de un Equipo, la Gestión de Contratistas, la Gestión de Riesgos, la Gestión de Datos, y las normas y mejores prácticas. Estas prioridades son fundamentales para construir y sostener una cultura de alto desempeño, y proporcionan la base para nuestro plan de proyecto de tres años para lograr el mejor desempeño en su clase. Los animo a escuchar la versión de voz a través de la presentación de la estrategia y sigo comprometido con visitas semi-anuales a cada unidad de negocio para dar información y actualización sobre nuestro progreso, y para recibir información directamente de ustedes. Mientras tanto, siempre estoy disponible a través de e-mail, teléfono móvil, o personalmente si me encuentro en Houston, para discutir al respecto.


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Estándar Global Control de Pozos

1. Objetivo El objetivo de este Estándar Global sobre Control de Pozos es garantizar la uniformidad con la cual Occidental Oil and Gas Corporation aborda los temas relacionados con el Control de Pozos en cada Unidad de Negocio alrededor del mundo.

2. APLICACIÓN Este estándar se aplica a todo pozo que se encuentre bajo la responsabilidad de Occidental Oil and Gas Corporation, Vicepresidencia Mundial de Perforación.

3. Definiciones

Control de Pozos – Es un medio para controlar o prevenir que los fluidos y gases provenientes de los pozos se escapen al medio ambiente, o que hagan un flujo cruzado en el pozo.

Equipo de desvío - El equipo utilizado para desviar el flujo incontrolado del pozo lejos del personal. Esto se suele utilizar en tuberías de revestimiento estructural, y se utiliza como dispositivo de escape para la evacuación del personal del sitio de perforación.

Equipo de Prevención del escape - Blowout Prevention Equipment (BOPE) Son los equipos mecánicos diseñados para cerrar y controlar un pozo en el caso de pérdida de la hidrostática primaria sobre el control del equilibrio.

Tanque de corrida (Trip Tank) - un tanque pequeño (de 20 a 30 barriles) diseñado para medir con precisión la cantidad de líquido necesario para reemplazar el volumen de acero retirado del pozo cuando se sacan los tubulares del pozo. El tanque de corrida también se utiliza para medir el volumen de fluido desplazado desde el pozo mientras se corren los tubulares en el pozo.

Primera Tubería de Revestimiento Competente (First Competent Casing Shoe) – La " Primera Tubería de Revestimiento Competente" se define como la primera profundidad del revestimiento que se puede evaluar a un mínimo de 10 ppg, utilizando un gradiente de fractura de 0,52 psi / ft.


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4. Funciones y responsabilidades

• Gerente de Perforación - responsable en última instancia de velar por la aplicación de este estándar en las operaciones dentro de su Unidad de Negocio. También es responsable de comunicar las desviaciones de este estándar a la Dirección de la Unidad de Negocio y a Gestión Funcional. • Superintendente de Perforación - Responsable de alimentar los diseños y procedimientos del pozo, así como de garantizar la aplicación de este estándar dentro de las operaciones de su Unidad de Negocio. El Superintendente de Perforación inicia un Manejo de Cambio (Management of Change – MOC) cuando las operaciones se desvían de los procedimientos aprobados. • Jefe del Sitio de Perforación - Responsable de la ejecución de los procedimientos, así como de comunicar cualquier cambio en los resultados esperados al Superintendente de Perforación para discusión o análisis posteriores. • Supervisor de Ingeniería de Perforación - Responsable de la implementación y el cumplimiento de este estándar en una Unidad de Negocio. El Supervisor de Ingeniería de Perforación inicia un Manejo de Cambio (Management of Change – MOC) cuando el diseño planeado se desvía de esta norma. • Ingeniero de Perforación - Responsable del diseño general del pozo, incluida la aplicación de los requisitos de esta norma en el diseño del pozo y los procedimientos de perforación. 5 Requerimientos Cada Unidad de Negocio deberá seguir los presentes Estándares Básicos de Control de Pozos. Cualquier desviación de este Estándar requiere un documento de Manejo de Cambio (Management of Change – MOC) por escrito, según el Estándar de Manejo de Cambios.


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A continuación se presentan los principios básicos para control de pozos y / o diseño de pozos que se relacionan con control de pozos para Occidental Oil and Gas Corporation: 1. Cada pozo se tratará como si estuviese en capacidad de tener flujo natural en todo momento. 2. Los equipos de desvío no se consideran como Equipo De Prevención De Reventones – Out (Blowout Prevention Equipment – BOPE).

a. En caso de que se use un desviador, el diseño seguirá como mínimo los protocolos API RP 53 y API RP 64, aunque también se los podrá sustituir por el presente documento si las normas de Oxy son más apropiadas. b. En caso de que llegue a la línea de venteo del desviador un flujo incontrolado de hidrocarburos, se deberá evacuar de manera inmediata la totalidad del personal del sitio. Se le deberá comunicar a la totalidad del personal la práctica "Desvío y Deserción". 3. Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) que se utilice en cada pozo deberá seguir el API RP 53, como mínimo, aunque también se le podrá sustituir por el presente documento si las normas de Oxy son más apropiadas.

4. Se deberá instalar Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) en cada pozo. 5. Se deberá instalar Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) en la Primera Tubería de Revestimiento Competente (First Competent Casing Shoe). 6. Cada configuración de Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) de pila o™ de boca de pozo que tenga un índice de 5,000 psi o menos se deberá componer al menos de un preventor anular, una mordaza de varilla, y un empaquetador de cierre total (De acuerdo con la API RP 53). 7. Se deberán ubicar los empaquetadores de cierre total en la cavidad inferior del preventor de una pila de dos mordazas. 8. Cada configuración de Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) de pila o de boca de pozo que tenga un nivel de presión superior a 5.000 psi constará de al menos un preventor anular, dos mordazas de varilla para la tubería de perforación en uso, y un empaquetador de cierre total (De acuerdo con la API RP 53). Si no se encuentra disponible un empaquetador de cierre total, todas las actividades del cable en el orificio del pozo deberán utilizar un lubricante debidamente instalado y probado que se extenderá a la longitud completa de la herramienta. 9. Los empaquetadores de cierre total se deberán ubicar en la cavidad media del preventor de una pila triple. 10. Todos los Equipos De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) deberán incluir un múltiple colector de estrangulamiento con al menos un obturador de operación remota o, en lugar de instalar un obturador de operación remota, se deberá instalar y mantener lo siguiente en el múltiple colector de estrangulamiento manual:

a. Un manómetro de presión para la tubería de perforación calibrado y de precisión b. Un manómetro de presión para el revestimiento, calibrado y de precisión c. Un medio electrónico de comunicación directa con el Perforador.

Este equipo se pondrá a prueba y se calibrará en cada zapata de tubería de revestimiento, así como todas las pruebas del BOPE, y se registrarán en cada informe de pruebas de BOPE.


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11. Todos los equipos BOPE serán evaluados de acuerdo con el Procedimiento Operacional Estándar (Standard Operating Procedure – SOP) de la prueba de MASP, Test de Revestimiento y Prueba de BOPE, que incluye la realización de pruebas BOPE en un máximo de 21 días de intervalo o con mayor frecuencia según las regulaciones locales. 12. Cada equipo de perforación estará equipado con un tanque de cada viaje (Trip Tank). Y El Tanque de cada viaje y la Hoja de Corrida (Trip Sheet) se utilizarán para medir el líquido necesario para llenar el orificio durante todas las operaciones de disparo. El tanque de escape se utilizará en modo de circulación continua, no a los intervalos prescritos. 13. Después de retirar de la Perforación la zapata de cada sarta de revestimiento en la cual se ha instalado equipo BOPE, se realizará una Prueba de Fugas (Leak Off Test – LOT) o una Prueba de Integridad de la Formación (Formation Integrity Test - FIT) se llevará a cabo para confirmar la integridad del trabajo de Cementación del Revestimiento, así como para establecer las base desde la cual de calcula la Tolerancia a las Patadas (Kick Tolerance) para esa sección del orificio (sujeto a las excepciones permitidas en la Sección 5 del Procedimiento Operacional Estándar (Standard Operating Procedure – SOP) para LOT / FIT que se adjunta al presente). 14. Habrá un mínimo de dos barreras entre todas las formaciones que tengan hidrocarburos y la superficie en todo momento, antes de la remoción del equipo BOPE, los árboles, etc. Algunos ejemplos de barreras incluyen, pero no se limitan a; - Matar el fluido de peso en un agujero de pozo estático - Retenedores ó tapones de puente removibles o permanentes - Tapón de Cemento que haya sido etiquetado y / o puesto a prueba - Equipo flotante de revestimiento - Tubos de suspensión con válvula de presión de retorno instalada 15. El siguiente personal deberá tener un certificado de Control de Pozos a Nivel de Supervisión, emitido por una Escuela de Control de Pozos certificada con IADC o WellCap. Todos los demás certificados de Control de Pozos serán aprobados de manera individual. - Gerente de Perforación - Superintendente de Perforación - Supervisor de Ingeniería de Perforación - Ingeniero de Perforación - DSM (o Consultor temporal de DSM) - Supervisor de Operaciones del Contratista - Perforador del Contratista * Nota: Es preferible que los ingenieros de lodos tengan un certificado válido de control de pozos, pero debido a numerosos problemas, este no es un requisito. 16. El "Método del Perforador" es el método principal para hacer circular hacia afuera a una patada y posteriormente matar el pozo.


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Tabla de Contenidos Capítulo 1: Conceptos Básicos sobre la presión * Definición del concepto de Presión – Pág. 3 * Definición del concepto de fuerza – Pág. 3 – 4 * Definición del concepto de Presión Hidrostática – Pág. 5 - Definición del 0.052 – Pág. 6 - Cálculo del Gradiente - Pág. 7 – 8 - TVD vs. MD - Pág. 9 - Conversión de PSI a PPG - Pág. 10 - Conversión de PSI a Pies - Pág. 11 * Presión de Formación - Pág. 13 – 19 - Depósitos (Deposition) y Estratos de Sobrecarga (Overburden) - Pág. 20 – 21 - Proceso de generación de fallas - Pág. 22 – 27 - Permeabilidad y Porosidad - Pág. 28 – 29 - Normales, Subnormales y Anormales - Pág. 30 - 33 - Perforación con Buzamiento - Pág. 34 * Tubo en “U” - Teoría - Pág. 35 - Presión de Fondo de Pozo - Pág. 36 - Tubo en “U” Abierto - Pág. 37 – 39 - Tubo en “U” Cerrado - Pág. 40 – 41 * Presión por Fricción - Pág. 43 - ECD - Pág. 44 – 45 - Corrección de la Velocidad de la Bomba - Pág. 46 - Corrección del Peso del Lodo - Pág. 46 - Extracción (Swab) - Pág. 47 - Aumento (Surge) - Pág. 48 * Cálculos de Volumen - Capacidad Interna - Pág. 50 - Desplazamiento - Pág. 50 - Capacidad Anular - Pág. 51 * Comprensión de la Fuerza - Pág. 53 – 59 - Cálculos de Área - Pág. 54 – 55 - Flotabilidad - Pág. 56


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Tabla de Contenidos Capítulo 2: Detección y Cierre de una patada (“Kick”) o manifestación de gas. * Desbalance - Pág. 3 * Sistema de Circulación - Pág. 4 * Indicadores Positivos - Pág. 5 * Indicadores y Dispositivos de Fluidos - “Flow – Show” – Muestra de Fluidos - Pág. 6 - Sensores de Fosa - Pág. 7 – 8 - Tanque de escape - Pág. 9 - Huellas de Identificación - Pág. 10 * Signos de Advertencia a lo largo del Orificio - Pág. 11 - Cambio de ROP - Llenado del Orificio * Signos de Advertencia en la Superficie - Pág. 12 - Lodo de Corte a Gas - Cortes - Temperatura - Cloros - Pérdida de Circulación * Razón para el Influjo - Pág. 13 – 18 - Condiciones de Desbalance - Pág. 13 - Llenado adecuado del orificio - Pág. 14 - Hoja de Corrida (Trip Sheet) - Pág. 15 - 16 - Fluido de Densidad Ligera - Pág. 17 – 18 * Consecuencias - Pág. 19 - Tamaño de la Patada - Pág. 20 – 21 - Eficiencia del Separador - Pág. 22 - Vaso Comunicante - Pág. 23 * Chequeo del Flujo - Pág. 24 – 25 * Hinchamiento - Pág. 26 – 28 * Cierre (Shut – in) Quién es responsable - Pág. 29 * Cierre (Shut – in) en Duro – Pág. 30.


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Tabla de Contenidos Capítulo 3: Método del Perforador (Driller’s Method) * Presupuestos – Pág. 3 * El Método del Perforador – Pág. 4 - Hoja de Kill – Pág. 5 – 8 - Fluido para Matar el Peso – Pág. 9 – 10 - Tiempo de demora (Lag Time) – Pág. 11 - 12 * Secuencia – Pág. 13 – 27 - Curva de Presión del Revestimiento – Pág. 23 - Operación de Estrangulamiento – Pág. 24 * Procedimiento del Método del Perforador – Pág. 28 Capítulo 4: Comportamiento del Influjo * Comportamiento del Influjo– Pág. 3 * Gas en la Solución – Pág. 4 – 6 * Migración del Gas– Pág. 7 * Ley de Boyles – Pág. 8 * Expansión Descontrolada de Gas – Pág. 9 – 10 * Ausencia de Expansión de Gas – Pág. 11 * Comportamiento del Influjo del agua / crudo – Pág. 12 * Metano en la Solución – Pág. 17 * CO2 – Pág. 18 – 19 * H2S – Pág. 20 – 21 Capítulo 5: Otros Métodos de Control de Pozos * Método de Espera y Medida (Wait & Weight) – Pág. 3 * Comparación de la Presión – Pág. 4 * Esquema de Reducción – Pág. 5 – 6 * Esquemas de Baja de Presión – Pág. 7 – 8 * Procedimientos W & W– Pág. 9 * Tamaño de la Patada – Pág. 10 * Método Volumétrico – Pág. 11 – 19 * Desorción Volumétrica – Pág. 23 – 29 * Compresión de Gas – Pág. 30 * Método de Lubricado y Purga – Pág. 36 * Forzamiento (Bullheading) – Pág. 37 – 39


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Tabla de Contenidos Capítulo 6: Equipo de Control de Pozos * Desviadores – Pág. 3 – 4 * Clasificaciones BOP según API RP 53 – Pág. 5 * Rangos de Presión – Pág. 6 – 7 * Cabezal Rotante – Pág. 8 * Preventores Anulares – Pág. 9 – 14 * Preventores de mordaza – Pág. 15 – 22 - Asistencia de Presión – Pág. 17 - Orificio de Drenaje – Pág. 19 * Válvulas – Pág. 23 – 25 * Cables de estrangulamiento y cierre (Choke & Kill) * Múltiples – Pág. 27 – 28 * Operación de Estrangulamiento (Choke) – Pág. 29 * Estranguladores (Chokes) – Pág. 30 – 33 * Acumulador - Pág. 34 – 43 * Separador de Lodo y Gas – Pág. 44 - Criterios de Diseño – Pág. 45 – 48 * Desgasificador de Vacío – Pág. 49 – 50 * Válvulas de la Sarta de Perforación – Pág. 51 – 53 * Empaquetaduras de los anillos– Pág. 54 – 59 * Pruebas BOP – Pág. 60 – 61 * Conexión y Copa de Prueba – Pág. 62 – 63


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Tabla de Contenidos Capítulo 7: Responsabilidad y Procedimientos * Estándar de Control de Pozos – Pág. 2 – 6 * Reunión pre – ensamblaje – Pág. 7 * Plan de Control de Pozos – Pág. 8 * Lista de Verificación – Pág. 9 – 10 * Responsabilidades – Pág. 11 – 12 - DSM - Ingeniero de Perforación - Supervisor de Operaciones - Perforador - Ingeniero de Lodos - Operador de la Torre - Personal de Perforación * Elaboración de Reportes – Pág. 13 * Cierre - Perforación – Pág. 14 - Desenganche (Tripping) – Pág. 15 - BHA – Pág. 16 - Retirada de la tubería del orificio – Pág. 17 - Revestimiento – Pág. 17 * Perforaciones – Pág. 19 - Perforación en el Pozo – Pág. 20 - Perforación de Desenganche (Trip Drill) - Perforación de Desviación – Pág. 22 – 23 - Perforación de Estrangulación – Pág. 24


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Tabla de Contenidos Capítulo 8: Diseño de Pozos * Riesgos Someros – Pág. 3 – 4 * Diseño de Pozos – Pág. 5 * Presión por Poros / Presión por Fracturas – Pág. 6 * FIT / LOT - Procedimientos de LOT – Pág. 7 – 11 - Procedimientos de FIT – Pág. 12 – 13 - Hoja de Trabajo de LOT / FIT – Pág. 14 - Tolerancia a la Patada (KIck) – Pág. 15 - Supuestos – Pág. 16 - Intensidad de la Patada – Pág. 17 - Volumen de la Patada – Pág. 18 - Cálculos – Pág. 19 – 21 - Programa de Tolerancia a la Patada (Kick) – Pág. 22 – 23 * MASP – Pág. 24 – 25 * Monitoreo de la Presión por Poros – Pág. 26 * Consideraciones Horizontales – Pág. 27 Capítulo 9: Problemas Especiales * Vaso Comunicante Roto – Pág. 3 - Presión de Fractura Excesiva – Pág. 4 - Circulación Total Perdida – Pág. 5 * Técnicas Remediales – Pág. 6 * Vaso Comunicante Intacto – Pág. 7 * Complicaciones Mecánicas – Pág. 8 * Pensamiento Crítico– Pág. 9 * Patadas Durante / Después de la cementación – Pág. 10 – 11 * Presión Sostenida del Revestimiento (Sustained Casing Pressure – SCP) – Pág. 12 * Prueba de Presión de Fondo de Pozo– Pág. 13 * Pozos Horizontales / Multi – laterales – Pág. 14 – 18 * Anti – colisión – Pág. 19 – 20 * Filosofía de las Barreras – Pág. 21


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Tabla de Contenidos Capítulo 10: Acondicionamiento (Well Workover) y Terminación de Pozos (Well Completion) * Definición de los términos Terminación (Completion) y Acondicionamiento (Workover) – Pág. 3 * Acondicionamientos – Pág. 4 * Fluidos de Terminación– Pág.6 – 10 * Expansión Termal – Pág. 11 * Cristalización – Pág. 12 * Hidratos del Gas – Pág. 13 * Riesgos y Seguridad relacionas con la Salmuera – Pág. 14 - 15 * Propiedades de la Salmuera – Pág. 16 * Fluidos del Obturador (Packer) – Pág. 17 * Desplazamiento del orificio del pozo – Pág. 18 * Fluidos de Puente – Pág. 19 * Lubricadores del Cable – Pág. 20 * Barreras de Terminación (Completion) y Acondicionamiento (Workover) – Pág. 21 * Equipo de Terminación de la Superficie – Pág. 22 – 26 * Instalación de los BOP – Pág. 27 * Equipo de Terminación (Completion) bajo la superficie – Pág. 28 – 33 * Tubería y revestimiento – Pág. 34 * Perforación / Estimulación – Pág. 35 – 36 * Bomba Eléctrica Sumergible – Pág. 37 * Recuperación Mejorada de Crudo – Pág. 38 – 39 * Circulación Inversa – Pág. 40 – 41


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Tabla de Contenidos Capítulo 11: Perforación del Revestimiento * Perforación del Revestimiento – Pág. 3 – 4 * Conexión Guía Superior – Pág. 5 * Revestimiento durante la perforación: Pieza no retirable – Pág. 6 * Problemas del Control de Pozos – Pág. 7 – 8 - En la superficie - En el orificio * Él método del Perforador – Pág. 9 * DwC direccional – Pág. 10 * Perforación del Revestimiento Direccional – Pág. 11 – 13 - Control del Pozo * Procedimientos del Método del Perforador – Pág. 14 - Con Perforación del Revestimiento Direccional Capítulo 11: Apéndice * Fórmulas – Pág. 1 – 2 * Factores de Conversión – Pág. 3 - 4 * Formatos de Control de Pozos - Hoja de Cálculos para los vasos comunicantes – Pág. 5 – 10 - Registro de Control de Pozos – Pág. 11 - Hoja de registro de corrida (Trip Sheet) de Occidental – Pág. 12 – 13 * Glosario – Pág. 14 – 44 * Hojas de cierre (Kill Sheets) del Método del Perforador - Sarta sencilla - Sarta cónica - Hoja de Datos - Hoja de Registro

Capítulo 1: Conceptos Básicos sobre la presión Best In Class Best In Class

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* Definición del concepto de Presión – Pág. 3 * Definición del concepto de fuerza – Pág. 3 – 4 * Definición del concepto de Presión Hidrostática – Pág. 5 - Definición del 0.052 – Pág. 6 - Cálculo del Gradiente - Pág. 7 – 8 - TVD vs. MD - Pág. 9 - Conversión de PSI a PPG - Pág. 10 - Conversión de PSI a Pies - Pág. 11 * Presión de Formación - Pág. 13 – 19 - Depósitos (Deposition) y Estratos de Sobrecarga (Overburden) - Pág. 20 – 21 - Proceso de generación de fallas - Pág. 22 – 27 - Permeabilidad y Porosidad - Pág. 28 – 29 - Normales, Subnormales y Anormales - Pág. 30 - 33 - Perforación con Buzamiento - Pág. 34 * Tubo en “U” - Teoría - Pág. 35 - Presión de Fondo de Pozo - Pág. 36 - Tubo en “U” Abierto - Pág. 37 – 39 - Tubo en “U” Cerrado - Pág. 40 – 41 * Presión por Fricción - Pág. 43 - ECD - Pág. 44 – 45 - Corrección de la Velocidad de la Bomba - Pág. 46 - Corrección del Peso del Lodo - Pág. 46 - Extracción (Swab) - Pág. 47 - Aumento (Surge) - Pág. 48 * Cálculos de Volumen - Capacidad Interna - Pág. 50 - Desplazamiento - Pág. 50 - Capacidad Anular - Pág. 51 * Comprensión de la Fuerza - Pág. 53 – 59 - Cálculos de Área - Pág. 54 – 55 - Flotabilidad - Pág. 56


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Control de Pozos Best In Class Best In Class

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Con todo el énfasis que ponemos en las matemáticas y los cálculos, el control de pozos sigue siendo tan simple como un sube y baja de un parque infantil. A medida que continuamos aprendiendo a calcular el BHP, la presión hidrostática, los gradientes, los volúmenes y la fuerza - Téngase en cuenta esta simple imagen. Si seguimos el pozo lleno y con el peso del lodo apropiado, estaremos en control del pozo.

Presión Best In Class Best In Class

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La presión es la fuerza sobre un objeto que se extiende sobre una superficie. La ecuación para la presión es la fuerza dividida por el área donde se aplica la fuerza. Generalmente es más fácil usar la presión en lugar de la fuerza para describir las influencias sobre el comportamiento de los fluidos.

Fuerza Presión = Área

Para que un objeto que se halla sentado sobre una superficie, la fuerza que hace presión sobre la superficie es el peso del objeto, pero en diferentes orientaciones podría tener un área diferente en contacto con la superficie, y por lo tanto ejercer una presión diferente.

Hay muchas situaciones físicas en las cuales la presión es la variable más importante. Si usted se encuentra pelando una manzana, entonces la presión es la variable clave: si el cuchillo está afilado, entonces el área de contacto es pequeña y se podrá pelar la manzana ejerciendo menos fuerza sobre el cuchillo. Si usted tiene que recibir una inyección, entonces la presión es la variable más importante para conseguir que la aguja pase a través de la piel: es mejor tener una aguja de punta afilada que una de punta roma, puesto que un área más pequeña de contacto implica que se requiere menos fuerza para empujar la aguja través de la piel.

Presión Best In Class Best In Class

Rev. 7 1212010 7

Si queremos calcular la presión, tenemos que asignar unidades de medida de Fuerza y de Área.

Vamos a medir la Fuerza en Libras y el Área en Centímetros Cuadrados.

Sabemos que; Presión = Fuerza ÷ Área Fuerza = Presión x Área El Área se puede calcular como: ln2 = OD2

in x 0,7854

Si este es el cilindro hidráulico que se usa para levantar la torre de

perforación, ¿Qué cantidad de presión hidráulica se requiere para

levantar una torre de 48.000 libras?

48.000lb ÷ 19,64 in2= 2.445 psi

Si su equipo utiliza dos cilindros, ¿Cuánta presión hidráulica

se necesitaría?

48.000 lb ÷ (19,64 in2 x 2) = 1.225 psi

Si el suministro hidráulico está regulado a 3.000 psi, ¿Habrá algún problema?

Área del Pistón = 52in x 0,7854 = 19,64 in2

19,64 in2 x 100psi= 19.640 lbs de fuerza

Si tuviéramos que aplicar más presión en el

manómetro, entonces tendríamos superar el peso

(fuerza) y el pistón se elevaría.

Presión Hidrostática Best In Class Best In Class

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En el Control de Pozos, cuando se mide la presión por lo general es la presión creada con un líquido, y se calcula o se analiza su presión por medio de un manómetro.

Los fluidos que vamos a considerar son el petróleo, gas, agua, lodo de perforación, fluidos del empaquetador, salmueras y líquidos de terminaciones.

Todos estos fluidos tienen una cierta cantidad de peso o Densidad, ya que el peso es una función de la gravedad que va a trabajar con la altura vertical de un fluido.

El fluido en reposo crea una presión que llamaremos Presión Hidrostática. Podemos calcular esta presión por medio del uso de la Fórmula de Presión hidrostática;

Presión hidrostática psi = Peso del Fluido ppg x 0,052 x Altura vertical del fluido feet

Si llenamos este recipiente con 1 pie de agua dulce que pesa 8,34 lb / galón, ¿Cuál sería la presión hidrostática?

Psi = 8,34ppg x 0,052 x 1 = 0.434 psi

Usted puede volver a organizar matemáticamente la fórmula de la presión hidrostática a resolver, para el peso del fluido o la altura de una columna de fluido.

Fluido ppg = Presión psi ÷ 0,052 ÷ Altura Vertical ft

Altura Vertical t = Presión psi ÷ 0.052 ÷ fluido,

Entonces, ¿qué es 0.052? y, ¿qué significa?

0,052- ¿En dónde se originó? Best In Class Best In Class

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0,052 es un factor de conversión estándar en los yacimientos.

Se obtiene tomando un contenedor estándar de un pie cúbico y seccionando la base en pulgadas cuadradas. (12in X 12in = 144 in2). Esto me daría 144 contenedores que tienen las siguientes dimensiones: 1in x 1in x 1 pie de altura.

A continuación, llenamos todos los recipientes con líquidos. Esto debe tomar alrededor de 7,48 litros.

Puesto que podemos medir la profundidad del pozo en pies y se mide la presión de la fuerza por pulgada cuadrada, tomemos un envase que es de 1 ft de alto y una pulgada cuadrada en su base. ¿Qué parte de los 7,48 galones contendría el recipiente? (7,48gal ÷ 144in

2 = 0,052 gallones)

0,052 es en realidad una medida de volumen para ese recipiente de 1 in2 x 1 ft.

Si llenamos el recipiente con 8,34 ppg de agua fresca de la página anterior, entonces podemos calcular esas 8,34 libras por galón x 0.052 galones por in2 – ft = 0,434 libras por in2 por pie o psi / ft, lo cual se denomina un gradiente.

Gradiente de Fluidos Best In Class Best In Class

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Si nuestra densidad del fluido se mide en libras por galón, se puede multiplicar luego el peso del fluido (ppg) por 0.052 para encontrar la presión hidrostática (psi) ejercida por cada pie de este fluido. Esto se llama el "gradiente de presión" (G) del líquido, o el cambio de presión por pie (psi / ft). Conocer el gradiente de presión hace que sea fácil el cálculo de la presión relativa en diferentes puntos de un pozo estático.

Si llenamos el contenedor de 0.052 litros con 10 ppg de líquido, ¿cuál será la presión?

Gradiente psi/ft = Peso del Fluido ppg x 0,052

PSI ft = 1O, x 0.052ppg

in2 / ft

0,52 psi ft = 1Oppg x 0,052

Esto significa que por cada metro de lodo en el pozo, la presión aumenta en un 0,52 psi. Por lo tanto, el Gradiente psi/ft x TVD ft = Presión

hidrostática

El tamaño y la forma del recipiente no afectarán a la hidrostática. Las únicas propiedades que cambian la hidrostática son la densidad y la profundidad.

Gradiente de Fluidos Best In Class Best In Class

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Si la densidad del fluido en el pozo es de 10 ppg, entonces ¿cuál será la presión hidrostática a distintas profundidades?

Podemos usar la fórmula de cálculo de la presión hidrostática y la presión en cada profundidad.

O bien, utilizando nuestro conocimiento de que el gradiente es una medida de psi / ft, podemos multiplicar el gradiente de fluido por cualquier profundidad y encontrar el total de la presión hidrostática a esa profundidad.

10 ppg x 0,052 = 0,52 psi/ft gradiente

1.000ft x 0.52psi/ft = 520 psi

5.000ft x 0.52 psi/ft = 2.600 psi

10.000ft x 0.52 psi/ft = 5.200 psi

TVD vs MD Best In Class Best In Class

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Debido al hecho de que la densidad del fluido es una función de la fuerza de la gravedad, y que la gravedad es un componente vertical, la presión hidrostática del fondo del pozo es la suma de todos los componentes verticales.

El boceto de un agujero inclinado nos ayuda a comprobar que lo anteriormente dicho es cierto. Esto demuestra que se puede imaginar la columna de lodo como una pila de bloques, con el peso de cada bloque de empuja de manera vertical hacia

abajo a aquellos bloques por debajo de la misma.

De esto, podemos ver que es la altura vertical (o la profundidad) de una columna de lodo, no la medida de su longitud, la cual se debe utilizar en los cálculos de la presión.

Utilizando los 10 ppg de fluido que se utilizaron en la página anterior, ¿cuál sería la presión del fondo del pozo?

En nuestras operaciones, siempre utilizaremos ND en el cálculo de la presión. Siempre vamos a usar MD o la profundidad total de la tubería para el cálculo del volumen en barriles.

El Triángulo de la Ecuación Best In Class Best In Class

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Si usted desea resolver MW o TVD, complete la información conocida y la ecuación quedará escrita para usted.

Presión psi

MW ppg X 0,052 X TVD ft

1) presión de Cierre en la Tubería de Perforación (Shut In Drillpipe Pressure - SIDPP) es de 500 psi. El TVD del orificio es 11,000 pies MW = 11,2 ppg. ¿Cuánto aumento de MW se necesita para matar el pozo? ¿Cuál será el nuevo KWM?

Llene la información conocida: ____ 500 psi ___

0.052 x 11.000 pies

Aumento de MW: 0,87 ppg

MW en uso es de 11,2 ppg + 0,87 ppg = 12,07 ppg KWM

Siempre redondear en KWM.

El Triángulo de la Ecuación Best In Class Best In Class

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Si usted desea resolver MW o TVD, complete la información conocida y la ecuación quedará escrita para usted.

Presión psi

MW ppg X 0,052 X TVD ft

1) Mientras se hace la salida del agujero, usando 9,6 ppg de fluido, a usted se la ha olvidado llenar el agujero. Si su sobre – balance es de 100 psi, ¿hasta dónde puede caer el nivel de líquido antes de que se desbalancee?

Llene la información conocida: ___100 psi___

9,6 ppg x 0052

Haciendo uso del triángulo, usted ha calculado dejar que el nivel del líquido baje hasta 200 pies le haría perder el balance y haría que el pozo fluyere.

Hidrocarburos Best In Class Best In Class

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En tiempos remotos del Paleozoico y el Mesozoico, de 70 a 400 millones de años atrás, había espesa jungla y el mar estaba lleno de vida animal y vegetal. Algunas de estas plantas y animales, vivos o muertos, fueron cubiertos de arena o barro, de manera que no se descompusieron. (He aquí que comienza el proceso para convertirse en petróleo) A veces esto se debía a deslizamientos de lodo, o dunas de arena cambiantes, o incluso erupciones de volcanes o meteoros que chocaban con la tierra y levantaban grandes nubes de polvo. La capa depositada impedía un deterioro mayor y, a medida que se añadían capas en la parte superior, se presentaba un aumento de la presión.

A veces, estas capas eran enviadas más hacia las profundidades a medida que se desplazaba la corteza terrestre. Si estas capas bajan grandes distancias, no sólo aumentaba la presión, sino también la temperatura. Junto con todo esto, había bacterias en acción, al igual que cambios químicos a lo largo de miles y miles de años. Todo esto produjo gas natural y petróleo crudo.

Presión de Formación Best In Class Best In Class

Rev. 7 1212010 Capítulo 1 – Conceptos Básicos sobre la Presión 16

Roca Madre (Source Rock) - Una roca con abundantes hidrocarburos propensos a la materia orgánica.

Roca del Yacimiento (Reservoir Rock)- Una roca en la que se acumulan el petróleo y el gas.

Roca de sellamiento (Seal Rock)- Una roca impermeable a través del cual el petróleo y el gas no se pueden mover con eficacia.

Ruta de migración (Migration Route) - Avenidas en la roca a través de las cuales se mueven el petróleo y el gas desde la roca madre a la trampa

Categorías de Presión de Formación Best In Class Best In Class


Normal - la presión de formación es equivalente a un gradiente de agua de la superficie. Presión del fluido = 0,433 (8,33 ppg) - 0,478 psi / ft (9,2 ppg). Depende de la salinidad del agua.

Por debajo de lo normal - presión de formación que es menor que la presión hidrostática de los fluidos de los poros correspondientes. FP < 0.433 psi / ft (8,33 ppg)

Anormal - presión de formación que es mayor que la presión hidrostática de los fluidos de los poros correspondientes. FP > 0.478 psi / ft. (9,2 ppg)

- Nota: También se la denomina geopresión o sobrepresión.

Presión Por debajo de lo

normal

Presión de Formación

Normal

Presión anormal

←------------------- 8.32 ppg

8.33 ppg ----------→ 9-2 ppg

9.3 ppg ---------------------→

←--------------- 0,432 psi/ft

0,433 psi/ft ---→ 0,478 psi/ft

0,479 psi/ft ------------------→

VRMS CLAVES DE PRESIÓN

Presión de sobrecarga – las fuerzas combinadas ejercidas en una formación. Columna de fluido (profundidad del agua) + Columna de Roca

Presión de Formación - la presión total contenida en una roca. Hay tres componentes - la Presión de los Poros, tipo de fluido de formación y estructura de la roca

La presión de fractura - la presión a la cual la roca se parte y acepta el fluido. La presión de fractura siempre es mayor que la presión de poro.

- Si la presión de poro legare a ser superior a la presión fractura, se rompe el sello, el fluido se fuga y se ecualiza la presión. - Si el ambiente ha elevado la presión de poro se puede esperar una presión de fractura elevada, y viceversa. - Ecuaciones para describir la correlación FP - PP son constantes. Las variables en la ecuación pueden cambiar de manera significativa.

La presión de los poros rara vez supera el 92% de la Presión de Fractura

Presión de Formación Best In Class Best In Class


Sedimentaria - rocas formadas a partir de la consolidación (litificación) de partículas que se han acumulado en capas. El tipo más común de roca sedimentaria es la roca sedimentaria clásica. En las rocas sedimentarias clásicas, los granos de los sedimentos que son fragmentos de rocas preexistentes se compactan y / o se cementan. Cuando los sedimentos se depositan por primera vez, algunos tienen un espacio bastante grande entre los granos. A medida que se acumulan más sedimentos, la sobrecarga empaqueta los granos más cercanos, causando así la reorientación de las partículas entre sí y haciendo que se unan. Esto se llama compactación.

Ígneas - rocas solidificadas a partir de material fundido. Estas pueden ser intrusivas, solidificadas bajo la tierra (magma), o extrusivas, o que han entrado en erupción sobre la superficie de la tierra (lava, ceniza).

Metamórficas - rocas alteradas por el calor y / o presión. (Es decir, la pizarra, piedra caliza > mármol; arenisca > cuarcita

Tipos de Roca Sedimentaria Best In Class Best In Class


Clástica - Compuesta de partículas transportadas, de peñascos a lodo. (Es decir, conglomerados, areniscas, pizarras). Las areniscas son a menudo las rocas del yacimiento y las pizarras con frecuencia son roca madre de hidrocarburos

Química - Formada por precipitación de soluciones. (Es decir, la sal, la anhidrita, y ciertas calizas) Estas rocas son a menudo los sellos

Orgánica - Consta de restos o secreciones de plantas o animales (es decir, los arrecifes) pueden ser rocas del yacimiento o madre

La mayoría de las acumulaciones de petróleo y gas en el mundo se encuentran en las Cuencas Sedimentarias

Tipos de Roca Sedimentaria Best In Class Best In Class


Clásticas: El tipo más común de roca sedimentaria es la roca sedimentaria clásica. En las rocas sedimentarias clásicas, los granos de los sedimentos que son fragmentos de rocas preexistentes se compactan y / o se cementan. Cuando los sedimentos se depositan por primera vez, algunos tienen un espacio bastante grande entre los granos. A medida que se acumulan más sedimentos, la sobrecarga empaqueta los granos más cercanos, causando así la reorientación de las partículas entre sí y haciendo que se unan. Esto se llama compactación.

Los granos de arena tienden a estar bastante bien compactados cuando se depositan. A medida que el agua se mueve a través del cemento, se pueden precipitar pequeños poros y así se unen los granos. Esto se conoce como cementación.

La cementación es el principal factor en la formación de areniscas, conglomerados y brechas. Las rocas clásticas se identifican por su tamaño de grano. Como ejemplo tenemos granos de tamaños pequeños, así como grandes: la pizarra [formada a partir de la arcilla], la arenisca [a partir de arenas de cuarzo], el conglomerado [formado a partir de grava] y la brecha [hecha de grava angular]

Rocas Químicas:

El segundo tipo de roca sedimentaria es la roca química.

Las rocas sedimentarias químicas son rocas formadas por la precipitación de la solución, la cual también se la denomina cristalización.

Algunos ejemplos son: La sal de roca que se forma cuando se evapora el agua del mar. Las rocas carbonatadas como las Tufas que se precipitan de concentraciones altas de carbonato de calcio como las del Lago Mono, y como la piedra caliza que se formó directamente como una roca sólida a causa de la precipitación de calcita dentro de un arrecife de coral por corales y algas.

Roca Orgánica:

El tercer tipo de rocas sedimentarias es la Roca Orgánica.

Las Rocas sedimentarias orgánicas son rocas que se forman a partir de la compactación o la consolidación de material vegetal o animal.

Ejemplo: el carbón o piedra caliza, como coquina de piedra caliza, en el lugar donde las conchas de las criaturas marinas originarias forman la roca. Litificación - El término general para el conjunto de procesos que cambian los sedimentos sueltos de roca sedimentaria se lo conoce con el nombre de litificación. La Litificación incluye a la compactación, la cementación o la cristalización de la solución.

Compactación / Sobrecarga Best In Class Best In Class


A medida que aumenta la fuerza (sobrecarga) en la esponja, se expulsa el líquido. Si usted hace un agujero en la parte inferior de la esponja, no sucede nada. Todo el líquido ha escapado y está a una presión normal.

Si la esponja está sellada, entonces el fluido queda sellado (atrapado) y no se puede escapar. El fluido queda entonces presurizado por la fuerza (sobrecarga) superior. Si usted hace un agujero en la esponja, se libera la

presión anormal. .

Compactación / Sobrecarga Best In Class Best In Class


Es el proceso físico mediante el cual se consolidan los sedimentos, lo que resulta en la reducción del espacio de los poros como a medida que los granos se empaquetan de manera más estrechas. A medida que se acumulan las capas de sedimentos, la presión de sobrecarga que es cada vez mayor durante el entierro produce una compactación de los sedimentos, la pérdida de fluidos de los poros y la ulterior formación de roca a medida que los granos se sueldan o se cementan.

Presión normal: Durante el entierro y la compactación, la mayoría de las pizarras pierden fluido de los poros de forma continua.

Presión Anormal: Cuando las rocas impermeables como las pizarras se compactan rápidamente, los fluidos de sus poros no siempre se pueden escapar y en consecuencia deben soportar la columna total de roca sobre ellas, lo cual conduce a la formación de presiones anormalmente altas. El exceso de presión, que se denomina presión excesiva o geopresión, puede hacer que un pozo se explote o se vuelva incontrolables durante la perforación.

Presión por debajo de lo normal: la presión de poro inferior a la presión normal o hidrostática. La presión baja, o una zona de baja presión, son comunes en las zonas de formaciones que han tenido producción de hidrocarburos.

Se produce sobrepresión cuando el entierro es tan rápido y la permeabilidad es tan baja que el fluido de los poros no puede escapar y soporta una presión cada vez mayor. P ovb es la presión de sobrecarga en psi, es la presión P poro en psi.

Deformación de la Roca Sedimentaria Best In Class Best In Class


Discordancias Una discordancia es una ruptura o laguna en el registro geológico en la cual se superpone una unidad de roca con otra que no le sigue en la sucesión estratigráfica.

Pliegues – Un pliegue es una curva o dobladura en las capas de roca.

Fallas – Una falla es una superficie o ruptura en la roca, donde las unidades a ambos lados de la superficie han caído unas sobre otras.

Estas deformaciones son lo que buscamos en la planificación de un pozo. Bajo ciertas condiciones, estas proporcionan una estructura para la acumulación de hidrocarburos. También ofrecen la posibilidad de encontrar una presión anormal.

Para cuando logras hacer coincidir las puntas, te mueven las puntas.

Discordancia Best In Class Best In Class


Disconformidad - una discordancia en la cual las camas son relativamente paralelas, pero hay una diferencia de tiempo en la secuencia de deposición. Esto puede ser consecuencia de la erosión o falta de depósitos.

Disconformidad (Falta el Oligoceno)

Disconformidad de erosión - una discordancia que se ha formado en las camas debajo de la discordancia, que ha sido removida mediante procesos mecánicos. (Es decir, levantamiento y la erosión o cortes para canales)

Tomado de Hyne, 2002

Disconformidad angular - una discordancia en la cual los planos de estratificación a ambos lados de una superficie de erosión no son paralelos, sino que se inmergen en diferentes ángulos.

Tomado de Hyne, 2002

Pliegues Best In Class Best In Class


Anticlinales - un pliegue convexo hacia arriba con las rocas más antiguas en el núcleo.

Anticlinales - un pliegue cóncavo hacia arriba con las rocas más contemporáneas en el núcleo.

Cúpula - una estructura anticlinal, elíptica o circular en el contorno. A menudo se forman por la intrusión de rocas ígneas o rocas sedimentarias diapíricas desde abajo.

Fallas Best In Class Best In Class


Falla hacia abajo por desplazamiento Falla de choque por desplazamiento Movimiento vertical movimiento horizontal

Falla de desplazamiento oblicuo Movimiento tanto vertical como horizontal

Elementos del Sistema de Petróleo Best In Class Best In Class


Trampa (Trap) - La configuración estructural y estratigráfica que guía el petróleo y el gas hacia su acumulación

Tipos:

Estructural - las capas de roca se han plegado o han tenido fallas para lograr una configuración de captura.

Estratigráfica - Cambios de la Roca del yacimiento a roca no – yacimiento, debido a cambios en el tipo de roca (cambio de facies), la calidad del yacimiento (diagénesis), o su truncamiento (discordancia por erosión).

Combinación – Se tiene alguna forma de mecanismos de atrapamiento tanto estructurales como estratigráficos.

TRAMPAS ESTRUCTURALES Formado por la deformación de la Roca del yacimiento

Tales como el anticlinal o la falla

TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS Formadas por los depósitos de Roca del yacimiento tales como arrecifes o canales de río, o la erosión de

la Roca del yacimiento, como una discordancia angular

ANTICLINAL TRAMPA DE FALLA NORMAL

Discordancia angular ARENISCA EN CORDÓN - CANAL

FALLA ANTICLINAL TRAMPA DE FALLA INVERSA

Procesos del Sistema de Petróleo Best In Class Best In Class


Flujo de gas y petróleo de la roca madre a la trampa. La expulsión de petróleo y gas desde la roca madre se produce por el aumento del volumen durante la generación, que fractura de la pizarra. La migración es generalmente hacia arriba a través de las fracturas del subsuelo debido a la flotabilidad (el gas y el petróleo son más ligeros que el agua).

Generación - Entierro de la roca madre a un régimen de temperatura y presión suficiente para convertir la materia orgánica en hidrocarburos

Migración - el Movimiento de los hidrocarburos de la roca hacia una trampa

Acumulación - Un volumen de migración de hidrocarburos en una trampa más rápido que las fugas de la trampa, lo cual resulta en una acumulación

Roca del Yacimiento Best In Class Best In Class

Rev. 7 12/2010 Chapter 1 - Pressure Basics 29

Roca del Yacimiento

¿Qué hace que una roca adquiera calidad de roca del yacimiento? Debe tener permeabilidad y porosidad

Nada parece más sólido que una roca. Sin embargo, elíjase el tipo apropiado de roca; un

trozo de piedra arenisca o de piedra caliza, y obsérvesele bajo el microscopio. Usted verá

una cantidad de pequeñas aberturas o vacíos. Los geólogos llaman a estas pequeñas

aberturas "poros". Una roca con poros es "porosa" y de una roca porosa tiene "porosidad".

Las Rocas del yacimiento deben ser porosas, ya que los hidrocarburos sólo pueden darse

en los poros. Una roca del yacimiento también es permeable; es decir, los poros están

conectados. Si se encuentran hidrocarburos en los poros de una roca, estos deben poder

salir de los poros. A menos que los hidrocarburos puedan pasar poro en poro,

permanecerán encerrados en su lugar, y no podrán fluir hacia un pozo. En consecuencia,

una roca del yacimiento apropiada, debe ser porosa, permeable, y debe contener

hidrocarburos suficientes para que sea económicamente viable para la empresa

operadora perforar y producir estos hidrocarburos.

Porosidad - la medida del vacío o el espacio de los poros de la roca. Este valor se expresa en % del volumen total de roca.

Permeabilidad - la capacidad de una roca porosa de transmitir fluidos, una medida de la facilidad relativa del flujo de fluidos a través de los poros y gargantas de poros correspondientes. Generalmente se expresa en milidarcies.

Un "poro" es un pequeño espacio abierto entre los granos

de una roca.

Los "poros" interconectados le dan a una roca sus características de permeabilidad.

Arenisca del Yacimiento Best In Class Best In Class


Arenisca de Yacimiento

Buena porosidad = Espacios amplios para los

Hidrocarburos

Los espacios en azul son poros

Presión Anormal a través de las Fallas Best In Class Best In Class


***pg52***

Presión Anormal a través de las Fallas

Pozo B perforado

a 8.000 "

Peso del lodo requerido:

4,500 psi ÷ 8,000 ft = 0.560 psi / ft

0.560 psi/ft ÷ 0.052 = 10.9 ppg

¡Una Presión de

Formación de

4.500 psi a

8.000 se

considera

presión anormal!

P formación = 4500 psi

Pozo A perforado

a 10.000’

Peso del lodo requerido:

4,500 psi ÷ 10,000ft = 0.450 psi/ft

0.450 psi/ft ÷ 0.052 = 8.7 ppg

¡Una Presión de Formación de

4.500 psi a 10.000’ se

considera presión normal!

P formación = 4500

psi

Presión Anormal (Artesiana) Best In Class Best In Class


Presión Anormal (Artesiana)

Flujo Artesiano - El agua subterránea en los acuíferos entre capas poco permeables de roca, tales como arcilla o pizarra, pueden encontrarse encerrados a presión. Si dicha agua confinada llegare a ser alcanzada por un pozo, el agua se elevará por encima del acuífero e incluso puede fluir desde el pozo hasta la superficie de la tierra. Se dice de dicha agua confinada en este modo que se encuentra bajo presión artesiana, y el acuífero se lo denomina un acuífero artesiano.

Una capa freática más alta que el pozo garantiza que la presión del forzará constantemente al agua hacia el pozo artesiano.

Agua bajo presión artesiana fluyendo desde un pozo.

Roca Permeable

Pozo artesiano

Acuífero

Capa freática

Roca impermeable

Precisión Graphics

Presión Anormal Best In Class Best In Class


Presión Anormal Las Camas de Sal y Los Diapiros de Sal también pueden crear condiciones anormales de presión.

- Una cama de sal es una capa impermeable que puede impedir la

migración de hidrocarburos y crear un mecanismo de atrapamiento. Debido a su naturaleza plástica, la sobrecarga en la parte superior sería transmitida a los hidrocarburos por debajo de la sal. Sería similar a apretar un globo de agua.

- Un Diapiro de Sal es una intrusión de sal. A medida que se extiende hacia arriba, crea plegables y / o fallas de las formaciones que pueden crear un mecanismo de atrapamiento.

Superficie

Piedra

caliza

Anhidrita

Azufre

Yeso

Petróleo

Presión Anormal de Creación Humana Best In Class Best In Class


¡LA COMUNICACIÓN

A LA SUPERFICIE SE

PUEDE SER

PELIGROSO PARA

SU BIENESTAR!

LAS MALAS PRÁCTICAS CON CEMENTOS PUEDEN

LLEVAR A UNA COMUNICACIÓN POR FUERA DEL

REVESTIMIENTO. LAS FUGAS DEL REVESTIMIENTO

EN LOS POZOS DE INYECCIÓN DE GAS PUEDEN

CONDUCIR A LA CARGA DE FORMACIONES

SUPERFICIALES.



Ubicaciones Estructurales Superiores En Campos con Presión Normal

Cuando se perfora con echado ascendente en uan superficie anticlinal, a medida que se cumple la transición de un fluido más pesado hacia un fluido de formación más ligera, el cambio hidrostático del fluido de formación le hará quedar por debajo del balance si no se ajusta el peso del lodo para las condiciones de perforación correspondientes.

Pozo Pozo

Pozo



El Vaso Comunicante

El Vaso Comunicante Un Vaso Comunicante se compone de dos tubos verticales que están conectados en la parte inferior. Si se coloca fluido de la misma densidad en el Vaso Comunicante, el fluido se iguala o balancea de modo que los niveles de fluidos son iguales y la presión hidrostática en cada lado es igual. Si se colocan dos líquidos de diferente densidad en el Vaso Comunicante, el líquido más pesado se desplazar o empuja el fluido más ligero, de manera que los niveles de fluido no pueden ser iguales pero la hidrostática de cada Vaso Comunicante se balancea. El fluido más pesado es dominante y y controla la BHP. Durante la perforación de un pozo, tenemos un Vaso Comunicante en funcionamiento.

Tubería

de

perfora

ción

Ánulo La sarta de trabajo y

el ánulo forman

nuestro Vaso

Comunicante

Tubería

de

perforaci

ón Ánulo

La presión de fondo de

pozo será igual en

ambos lados del Vaso

Comunicante.



El Vaso Comunicante

El Vaso Comunicante

Dos columnas de fluido conectadas en la parte inferior que se balancean

entre sí en una condición estática.

Si empezáremos a llenar el

Vaso Comunicante con un

líquido que pesara 9,6 ppg

en el lado de la tubería de

perforación del Vaso

Comunicante, también

llenaríamos el lado del

ánulo. Ambas partes

tendrían la misma altura

del mismo fluido de

densidad, de manera que

la presión hidrostática que

se ejerce sería la misma el

BHP estaría balanceado.

Recuerde. El tamaño y la

forma del recipiente no

afectarán la hidrostática.

Las únicas propiedades

que cambian la

hidrostática es la densidad

y la profundidad.



El Vaso Comunicante

El Vaso Comunicante



1) Si a continuación, ponemos

unos cuantos litros adicionales de

un fluido 12 ppg en el lado de la

tubería de perforación, este va a

caer debido a su mayor densidad.

2) El fluido en el lado del ánulo

comenzará a fluir del pozo,

empujado por el fluido de 12 ppg

que cae.

4) Para calcular la presión de fondo de

pozo, usar el lado del Vaso Comunicante

que tiene una densidad de fluido

constante.

3) Una vez que la suma de las

hidrostáticas de los 12 ppg + 10

ppg en el lado de la tubería de

perforación igualen a la

hidrostática del ánulo, el pozo

dejará de fluir y permanecerá

estático.



El Vaso Comunicante

El Vaso Comunicante





El Vaso Comunicante

El Vaso Comunicante





El Vaso Comunicante Estático

Si no hay balance entre las dos columnas de fluido y el fluido no puede escapar, se creará presión en la superficie para alcanzar el balance.

6000ft x 0,052 x 12,5 ppg = 3900 psi hidrostática en la Tubería de perforación

6000 ft x 0,052 x 10ppg = 3120 psi hidrostática en el ánulo La presión de fondo de pozo será igual a la presión más alta, por lo que;

3900 psi hydrostatic + 0 psi en el manómetro de la tubería de perforación = 3900 psi BHP

3900 psi BHP - 3120 psi hidrostática del ánulo = 780 psi diferencia

3120 psi hidrostática + 780 psi en el manómetro del ánulo = 3900 psi BHP

La comprensión del vaso comunicante



Vamos a utilizar esta hoja de cálculo del vaso comunicante en nuestras operaciones. Nos ayudará a entender lo que está sucediendo en el pozo, sobre la base de lo que vemos que sucede en los manómetros de la superficie. Si tenemos el control de la densidad del fluido y la presión en la superficie en un lado del vaso comunicante, entonces tenemos el control de BHP y no hay necesidad de calcular el otro lado, donde se pueden presentar múltiples densidades de fluido de altura desconocida. Esto es fundamental para la comprensión y la ejecución del Método del perforador para el Control de Pozos.

Hoja de Calculo de Vasos Comunicantes

Vaso comunicante balanceado Best In Class Best In Class


Recuerde: Mantenga las cosas sencillas.

Fricción Best In Class Best In Class


"La Fuerza de fricción en la mecánica es la fuerza que se opone al movimiento relativo de un objeto. Se dirige en dirección contraria al movimiento de un objeto."

De Wikipedia, la enciclopedia libre

Cuando se distribuya el fluido en el pozo se producen presiones por fricción en el sistema de tuberías de superficie, la tubería de perforación, el bonete de corte y el ánulo, los cuales se ven en el manómetro de la bomba. Estas presiones de fricción siempre actúan contrarias a la dirección del flujo.

Cuando se distribuyen de manera convencional (el "camino largo"), todas las presiones de fricción, incluyendo la fricción anular, actúan en contra de la bomba.

La pérdida por fricción anular (Annular Friction Loss - AFL) actúa en contra de la parte inferior del pozo, lo que resulta en un aumento de la BHP. Esto se conoce como Densidad de Circulación Equivalente (Equivalent Circulating Density - ECD), expresada como una libra de peso por el equivalente a un galón de lodo.

Cuando se hace circulación contraria, toda la fricción generada por el bombeo a través del bonete de corte, el BHA y la sarta de perforación sienten en el ánulo. Este aumento en la ECD puede ser muy alto y causar la pérdida de circulación.

La ECD es el resultado de la fricción del anular y se ve afectada por elementos tales como:

El espacio libre entre grandes herramientas de OD y la ID del pozo.

Las tasas de circulación.

Las Propiedades de los fluidos (PV, YP, densidad).

Cálculo de la pérdida por fricción anular – AFL y posteriormente la ECD, no es difícil para cualquier situación particular, pero una vez se la ha calculado cambiaría con la profundidad del agujero cada vez mayor, los cambios en la geometría del agujero (lavado – washout del agujero, BHA boleo - balling), cambios en la densidad del fluido, etc.

Además, la cantidad de fuerza necesaria para mover el fluido de estática generalmente es mayor que la fuerza necesaria para mantenerlo en movimiento a velocidad constante una vez que se inicia. Alinear las bombas gradualmente es importante para prevenir la pérdida de circulación.

Lo importante a recordar es que al circular a través de un pozo, la presión de fondo será mayor que cuando el pozo está estático debido a la fricción anular.

Densidad de Circulación Equivalente (Equivalent Circulating Density - ECD) Best In Class Best In Class


Durante la perforación, el pozo podría perder el balance en contra de la presión de formación. Al establecer una conexión o desconexión, el pozo puede comenzar a fluir debido a la ECD perdida.

Se debe tener gran cuidado para controlar el pozo cuando las bombas se apagan.

BHP Circulante = 5.200HYD + 115AFL = 5.315 psi CBHP ECD = 5.310CBHP ÷ 10.000ft ÷ 0,052 = 10,22 ppg

Peso del Lodo = 10 ppg

TVD = 10.000 ft Hidrostática = 10ppg X 0,052 X 10.000ft

= 5.200 psi

ECD

Circulación Inversa Best In Class Best In Class


La circulación inversa con el mismo fluido a la misma velocidad produce las mismas fricciones en el pozo. El cambio en la dirección del flujo cambia drásticamente la presión que siente el fondo del orificio.

La Circulación inversa se debe hacer a tasas de bombeo bajas.

BHP de circulación= 5.200 HYD + 2.035 FRICCIÓN QUE SE SIENTE EN EL

ÁNULUS = 7.235 psi CBHP ECD = 7.235 CBHP ÷ 10.000ft ÷ 0,052 = 13,91 ppg

Peso del Lodo = 10 ppg TVD = 10.000 ft

Hidrostática = 10ppg X 0,052 X 10.000ft = 5.200 psi

Cambio por Fricción Best In Class Best In Class


Durante un incidente de control de pozos, nuestra geometría del pozo y diseño de sarta de perforación no debe cambiar en circunstancias normales. Los dos aspectos que van a cambiar nuestra fricción en el pozo son:

- El Cambio de la velocidad de la bomba

- El cambio del peso del lodo

Si aumentamos la velocidad de la bomba para que se dé prisa, o con la idea de que vamos a "utilizar" la fricción de matar el pozo, entonces tenemos que entender lo que está sucediendo dentro del pozo. Si aumentamos la velocidad de la bomba, entonces vamos a ver el aumento de la presión en el manómetro de la tubería de perforación, para que sepamos en cuánto habremos aumentado la presión. Se puede estimar el aumento de la presión con la velocidad de bombeo / fórmula de presión de la bomba.

- Nueva psi = Antigua psi X (Nueva SPM + SPM Antigua) 2

Ej.; Nueva psi = 300 psi x (45 spm ÷ 30 spm) 2

Ej.; Nueva psi = 30 º x psi (1,5) 2 = 300 x (1,5 x 1,5) = 675 psi - Aumento de la presión = 675 psi - 300 psi = 375 psi aumento

De este aumento de 375 psi en la presión de la bomba que se ve en la superficie, sólo un pequeño porcentaje se siente en el ánulo como un aumento en la BHP. Si abrimos el choque (choke) en la superficie para corregir lo que VEMOS en la superficie, (375 psi), esto nos podría llevar a desbalancear el pozo y tener mayor influjo. Debemos entender lo que está pasando dentro del pozo!

Si se aumenta el peso del lodo durante la circulación también aumentamos la fricción. Podemos calcular esto con la fórmula de presión / densidad.

- Nueva psi = psi Antiguo x (Nueva ppq ÷ Antiguo ppg) Ej.; Nueva psi = 300 psi x (11 ppg + 9,6 ppg)

Ej.; Nueva psi = 300 x psi (1,15) = 345 psi - Aumentar la presión = 345 psi - 300 psi = aumento de 45 psi

En este caso, la BHP tendrá un gran incremento debido al aumento en la hidrostática, pero si ajustamos el choque (choke) en la superficie para mantener la presión correcta en la superficie, sobre la base de lo que VEMOS en la superficie, podemos mantener la BHP constante. Debemos entender lo que está pasando dentro del pozo!

Presión de Inicio de Flujo Best In Class Best In Class


Si el pozo se encuentra sobre - balanceado, la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática. A medida que se retira la tubería del orificio de pozo, la fricción crea una presión de inicio de flujo (Swab pressure) que se siente hacia arriba en el pozo. Esta presión de inicio de flujo (Swab pressure) reduce la BHP, mientras que el tubo esté en movimiento. Una vez que se detiene el movimiento de la tubería, la hidrostática vuelve a su punto anterior. La grandes Tortas de Filtración que causan los sólidos perforados también crean un sello alrededor de la broca y los collares causando grandes aumentos de presión, así como presiones inicio de flujo. El inicio de flujo (swabbing) durante el acondicionamiento (workover) / la terminación (completion) es más probable debido a las distancias más ajustadas alrededor de las herramientas dentro del orificio.

Los factores que crean la presión de inicio de flujo (Swab pressure)son los siguientes:

* Espacios Libres * Punto de fluencia y la resistencia de los geles de barro * Velocidad de tracción de la sarta de perforación * Longitud de la sarta de perforación

En este ejemplo, estamos sobre - balanceados por 100 psi. Si creamos una presión de inicio de flujo (Swab pressure) de más de 100 psi, estaremos por debajo del balance y permitiremos que el fluido de la formación entre en el pozo. Cuando se detenga el movimiento de la tubería, se pierde la presión de inicio de flujo (Swab pressure), y sobre – balanceo se devuelve. A pesar de que se restablece el sobre - balance, el fluido que se filtró se encuentra todavía en el orificio. Si el influjo es de gas, y es profundo en el pozo, a medida emigra habrá muy poca expansión. Un control de flujo puede no mostrar flujo mensurable.

¡PERO HAY UNA PATADA EN EL POZO!

Limpieza del Agujero Best In Class Best In Class


La sobrepresión (Surge Pressure) es una fuerza hacia abajo que se crea al bajar la sarta de perforación y al crear fricción a medida que el lodo se desplaza del orificio. Esta sobrepresión aumenta la BHP. Un nivel alto de sobrepresión puede causar que las formaciones se fracturen y que haya pérdida de la circulación. Si las pérdidas son lo suficientemente graves y no se puede mantener lleno el pozo, puede ocurrir un evento de control de pozos.

Los factores que crean la Sobrepresión (Surge Pressure) son los siguientes; * Espacios Libres * Punto de fluencia y la resistencia de los geles de barro * Velocidad de corrida de la sarta de perforación * Longitud de la sarta de perforación

Para mitigar el riesgo de ruptura del pozo, considere lo siguiente:

hacer la corrida de la tubería a una velocidad controlada.

hacer la corrida del revestimiento a una velocidad más lenta

gel de lodo de alta resistencia de alto espesor (romper la de circulación de manera gradual)

empacadores, colgadores del revestidor, etc. Todas las herramientas de tolerancia estrecha.

Limpieza del Agujero Best In Class Best In Class


Los lechos de corte de alto espesor en orificios muy desviados pueden reducir efectivamente el diámetro del agujero mediante la restricción de la trayectoria del flujo del fluido de perforación. Esta restricción al interior del orificio aumenta la fricción que se siente al fondo del orificio.

Una limpieza adecuada del pozo es crítica para evitar sobrepresiones y presiones de inicio de flujo excesivas, así como ECD’s de niveles altos.

En condiciones estáticas, una burbuja de gas que haga migración puede volverse mucho "más alta" a causa de un área de sección más pequeña que tenga lechos de corte. Este aumento de la altura vertical puede causar un aumento de CP mucho más alto de lo normal en la superficie y en la zapata.

El documento "Buenas Prácticas con Fluidos de Perforación”, el cuel contiene información detallada sobre la limpieza del pozo, se puede encontrar en el Portal de Perforación de la Comunidad Global (Global Drilling Community Portal).

Capacidad & Desplazamiento de la Tubería Best In Class Best In Class


Cálculo de la Capacidad: ID 2

in ÷ 1029,4 = bbl / ft

4,28 2 in ÷ 1029,4 =

(4,28 in x 4,28 in) ÷ 1029,4 = 0,01 776 bbl / ft

Si usted tiene 9.850 pies de 5 " de Diámetro Exterior (OD), tubería de 19,5 libras por pie (ppf), con un Diámetro Interno (ID) de 4,28", ¿cuál sería la capacidad total de la sarta de perforación?

4.282

in ÷ 1029,4 = 0.01776 bbl/ft

0,01776bbl/ft x 9850ft = 175 bbl capacidad de la sarta de perforación

Desplazamiento

Si la tubería se ejecuta o se retira abierta (como un pitillo), entonces el muro de acero desplazará al fluido. El cálculo para esto es:

Peso por Pie x 0.000367 = bbl / ft 19.5lb/ft x 0.000367 = 0.007 bbl / ft (aproximadamente) 0.007bbl/ft x 9,850ft = 70.5 bbl

Una forma más precisa es la siguiente:

(OD2in – ID2

in) ÷ 1029.4 = bbl/ft (52

in – 4.282in) ÷ 1029.4 = 0.00649 bbl/ft

Si el tubo está conectado, entonces se toma el diámetro exterior (OD) de la tubería y se calcular la misma como la fórmula de la capacidad.

OD2in ÷ 1029.4 = bbl / ft

52in ÷ 1029.4 = 0.0243 bbl / ft

Capacidad Anular Best In Class Best In Class


Para calcular la capacidad de fluido (Capacidad anular) con un tubo en el interior del revestimiento, la ecuación sería; (ID2, - 002i,) 4 1029.4 = bbl/ft (ID2

in - OD2in) ÷ 1029.4 = bbl/ft

(8.682in - 5

2in) ÷ 1 029.4 =

[(8.68in x 8.68 in) - (5 x 511 ÷ 1029.4 = 50.34in

2 ÷ 1029.4 = 0.0489 bbl/ft

Si usted tiene 9.850 pies de 5 " de Diámetro Exterior (OD), tubería de 19,5 libras por pie (ppf), dentro de un revestimiento de 8.68, ¿cuál sería la capacidad anular total? (8.682

in - 52in) + 1029.4 = 0.0489 bbl/ft

0.0489bbl/ft x 9850ft = 482 bbl capacidad anular

1029.4

¿Dónde se Origina? Best In Class Best In Class


- La ecuación de volumen para un cilindro de 1” que tienen 1 ft de altura es la siguiente:

- π x r2in x 12in = pulgadas cúbicas (in

3) - 3.1416 x (0.5in x 0.5in) x 12in = 9.4248 in3

- Puesto que nuestro volumen de agujero está en bbl / ft, necesitamos convertir este número en pies cúbicos, por lo cual:

- 9.4248 in3 (12in x 12in x 12in) = 0.005454167 ft3 that’s the feet part! - 1 barril = 5.6146 pies cúbicos (medida estándar para un galón de 42

barriles) - Por lo tanto, 0.005454167 ft3 (para un cilindro de 1in de altura) ÷ 5.6146ft

3/bbl =

0.0009714256878 barriles por pies para un cilindro de 1in x 1ft. - Se trata de un número demasiado grande para recordar y utilizar, por lo que

se usa el recíproco que es: 1 ÷ 0.0009714256878 = 1029.4 - Ahora bien, si tomamos el OD2

pulgadas de un cilindro ÷ 1029.4 = volume bbl/ft (Si el cilindro es el interior de un tubular se deberían utilizar ID2

pulgadas)

Presión = Fuerza ÷ Área Best In Class Best In Class


Ya definimos anteriormente en este capítulo la diferencia entre la Presión y la Fuerza. Entender la diferencia entre la Presión y la Fuerza es un concepto importante. Muchos trabajadores han resultado heridos por no tener cuidado alrededor de "bajas presiones".

El uso de zapatos con raquetas de nieve le puede permitir caminar en la nieve profunda. Estos propagan el peso de una persona (fuerza) sobre un área mucho más grande que los zapatos normales. La presión puede ser mayor haciendo más pequeña el área que presiona la fuerza. Ejemplo 1: Un elefante pesa 16.500 libras se para en un área de un pie

2 .¿Cuál es la presión ejercida sobre el terreno?

Primero la fórmula: presión = fuerza / área

A continuación, incluimos las cifras: 16,500 ÷ 144 in2 = 115 psi

Ejemplo 2

¿Cuál es la presión ejercida por una niña con un peso de 120 libras que se para sobre un tacón “puntilla” con una superficie de 0.155 in 2? Primero la fórmula: presión = fuerza / área

A continuación, incluimos las cifras: 120lb ÷ 0.155 in2 = 775 psi

Por lo tanto, el elefante ejerce una fuerza mayor (porque es más pesado), pero el talón de la niña ejerce una presión mayor (debido a su área de presión menor). Si usted va a trabajar en un collarín, abrir una puerta con el viento que sopla o desconectar una manguera o chicksan, purgue TODA la presión. Una vez que abra esa puerta puede haber un elefante que la atraviesa.

Cálculo del Área Best In Class Best In Class


Área = Largo (L) x Ancho (W) - Si sus medidas son en pies y luego su respuesta será ft2 - Para convertir esto en pulgadas cuadrados, se multiplica por 144 para para obtener in2.

- Si la medida es en pulgadas, entonces la respuesta será in2.

Ex. L= 10ft; W = 5 ft Área = 10ft x 5ft = 50 ft2 Área (in2) = x 144ft

2 = 7200 in2

Cálculo del Área Best In Class Best In Class


- Área = π (pi) x r2

- Si sus medidas son en pies y luego su respuesta será ft2 - Para convertir esto en pulgadas cuadrados, se multiplica por 144 para para obtener in 2.

- Si la medida es en pulgadas, entonces la respuesta será in2.

- Hemos adaptado esta fórmula para facilitar su uso en el campo, ya que normalmente medimos los tubulares por su diámetro, no por su radio. Si tomamos π (3,14) y dividimos por 4, obtenemos 0,7854. Mi nueva fórmula, que facilita las cosas, es la siguiente:

- Área = D2in x 0.7854

Ej. El diámetro de este círculo es de 20 pulgadas; el área será;

Área = 202in x 0.7854

Área = (20 in x 20in) x 0.7854 = 324 in2

Factor de flotabilidad Best In Class Best In Class


- "Flotabilidad es la fuerza hacia arriba sobre un objeto producido por el fluido que le rodea (es decir un fluido o un gas) en el que se sumerge completa o parcialmente. La magnitud de esta fuerza es igual al peso del fluido desplazado." Fuente: Wikipedia, la enciclopedia gratuita.

- El peso de flote de la tubería depende de tres factores: el volumen de la tubería, la densidad del fluido y si la tubería tiene fluido en su interior. Entre mayor sea el volumen de la tubería y más alta sea la densidad del fluido, más fuerza de flote se sentirá. Si la flotabilidad de su tubería o revestimiento es superior a su peso, esta tenderá a flotar.

- Cuando se corre una tubería abierta, o una carcasa con flote / zapata de auto llenado, etc. en la tubería del pozo, se hace más ligera que cuando se está en la superficie. Para calcular el peso de flote de la tubería se utiliza el factor de flotabilidad (BF) para el peso del lodo que se encuentra en el pozo.

- BF = (65,4 ppg - de acero - MW ppg) ÷ 65,4 ppg - de acero

- 65,4 es el peso de un galón de acero, por lo tanto a través del uso de esta fórmula se obtiene una relación del peso en suspensión libre de las tuberías en el fluido de perforación a su peso en el aire.

- Peso de la tubería en el aire lb / ft x Longitud ft x BF = Peso de la tubería en el fluido lb / ft

- Si hay un flotador en la sarta, la fuerza de empuje es mayor y el peso efectivo de la tubería es menor. La fórmula es:

- Peso de Flote lb/ft = Peso en Aire lb / ft - (OD2in x 0.0408 x MW ppg)

- Para conseguir la unidad de desplazamiento (bbl / pie) a una unidad de medida con la densidad del fluido (ppg) utilizamos 0,0408. Esta medida es un derivado de 42 gal / bbl ÷ 1029.4.

¿Cuánto pesaría 1 ft de tubería de 5" 19.5 lb / ft cuando lo colocamos en lodo de 9.6 pgg? (65.4 ppg - acero - 9.6ppg) ÷ 65.4 ppg - acero = 0.853 BF 19.5 lb / ft x 0.853 = 16.6 lb / ft peso de la tubería en el fluido Si hay un flotador en la sarta y no hay relleno, la fórmula sería: Peso de Flote lb/ft = Peso en Aire lb / ft - (OD2

in x 0.0408 x MW ppg) Peso de Flote = 19.5lb/ft - ((5in x 5in) x 0.0408 x 9.6ppg] Peso de Flote = 9.7 lb/ft peso de la tubería en el fluido

Fuerza = Presión X Área Best In Class Best In Class


- Ahora, con todo lo que hemos aprendido sobre el vaso comunicante, la hidrostática, la presión, la flotabilidad, la zona y la fuerza, pruebe lo siguiente:

- El pozo está asegurado a un desviador. Ya corrimos y cementamos 1050 ' de revestimiento de 20 " 90 lb / ft. Se trajo a la superficie la lechada de cola de 14,0 ppg y desplazamos el tapón superior al flote con agua de 8,4 ppg. Después de golpear el tapón y purgar, ¿qué es lo que sucederá?

Ánulo = 14,0 ppg x 0,052 x 1,010 m = 735 psi Revestimiento de 20 " = 8,4 ppg x 0.052 x 1.010 ft = 440 psi Diferencia = 735 psi - 440 psi = 295 psi La presión no se puede balancear ya que la válvula de flote está cerrada, por lo que el cemento tratará de subir (flotar) y sacar al revestimiento del orificio.

- 202

in x 0.7854 = 314 in2 - 314in

2 x 295psi = 92,600 lbs de fuerza empujando hacia arriba

- BF = (65.4ppg - acero - (14.0 ppg - 8.4

ppg)) ÷ 65.4 ppg - acero = 0.913 factor de flotabilidad

- El peso del revestimiento que empuja

hacia abajo es; - 90 lb / ft x 1050 ft x 0.913 = 86,300 Ibs

de fuerza hacia abajo

- 92,600lb - 86,300lb = 6,300 libras más liviano

- La fuerza hacia abajo (el peso de

flote del revestimiento) es menor que la fuerza hacia arriba (diferencia de presión de la densidad del lodo x are de 20 " de revestimiento).

Pensamiento crítico

¿Qué podemos hacer ahora?

¿Qué debemos hacer la próxima vez?

Presión = Fuerza ÷ Área Best In Class Best In Class


Pensamiento crítico

- ¿Qué podemos hacer justo ahora?

- ¿Qué debemos hacer la próxima vez? Desplazar con un lodo más pesado.

Ánulo = 14.0 ppg x 0.052 x 1010 ft = 735 psi Revestimiento de 20" = 8.4 ppg x 0.052 x 1010 ft = 440 psi Diferencia = 735 - 440 = 295 psi

202 in x 0.7854 =314 in2

314 in2 x 295psi = 92,600 lbs de

fuerza empujando hacia arriba

El peso del revestimiento que empuja hacia abajo es; 90 lb / ft x 1050 ft x 0.913 = 86,300 lbs de fuerza hacia abajo

92,600 lb - 86,300 lb = 6,300 libras más ligero

¿Cuánto MW? Fuerza ÷ Área = Presión 6,300 lb ÷ 314 in = 20 psi (20psi ÷ 0.052 ÷ 1010ft) + 8.4 ppg = 8.8 ppg

Presión – Fuerza del Área Best In Class Best In Class


Si nos fijamos en la tabla anterior para una bomba PZ11, veremos que la presión nominal de un revestidor (liner) de 7" y 6.5" es la misma para ambas calificaciones finales de fluidos. Cuando llegamos al revestidor de 6 " los niveles de presión son diferentes. Para el fluido de 5.000 psi la presión máxima a la cual usted se debe limitar es de 5.000 psi. (Nunca exceda un nivel de presión) El mismo tamaño de revestidor con un fluido del nivel de 7.500 psi se puede llevar a 5,314 psi. ¿Cuál es el límite absoluto?

- 62

in x 0.7854 = 28.27in2 x 5,314 psi = 150,250 libras fuerza contra el

extremo del engranaje de la bomba. Si tratamos de superar este límite, se puede dañar el cojinete principal de la bomba.

Por lo tanto, en la tabla anterior estamos limitados por los niveles de presión del fluido de la bomba para los tamaños de revestidores de 6” y más pequeños. Asimismo, nos encontrados limitados en tamaño y potencia para los tamaños de revestidores por encima de 6". Es importante entender que si se perfora con revestidores más grandes, no exceder los niveles de la bomba. Usted puede forzar el revestidor de 7 " a 4.000 psi sin dañar el revestidor, pero usted va a estar excediendo el límite de potencia en el extremo del engranaje y va a dañar los rodamientos de impulso principal.

Tener una buena comprensión de cómo funciona la Presión X Área = Fuerza es útil en sus operaciones diarias es una herramienta crítica en nuestra visión de ser Best in Class, los Mejores de la Clase.

Capítulo 2: Detección & Cierre (Shut – In) Best In Class Best In Class

Rev. 7 12/2010 Capítulo 2: Detección & Cierre 1

* Desbalance - Pág. 3 * Sistema de Circulación - Pág. 4 * Indicadores Positivos - Pág. 5 * Indicadores y Dispositivos de Fluidos - “Flow – Show” – Muestra de Fluidos - Pág. 6 - Sensores de Fosa - Pág. 7 – 8 - Tanque de rellenar - Pág. 9 - Huellas de Identificación - Pág. 10 * Signos de Advertencia a lo largo del Orificio - Pág. 11 - Cambio de ROP - Llenado del Orificio * Signos de Advertencia en la Superficie - Pág. 12 - Lodo de Corte a Gas - Cortes - Temperatura - Cloros - Pérdida de Circulación * Razón para el Influjo - Pág. 13 – 18 - Condiciones de Desbalance - Pág. 13 - Llenado adecuado del orificio - Pág. 14 - Hoja de Corrida (Trip Sheet) - Pág. 15 - 16 - Fluido de Densidad Ligera - Pág. 17 – 18 * Consecuencias - Pág. 19 - Tamaño de la Patada - Pág. 20 – 21 - Eficiencia del Separador - Pág. 22 - Vaso Comunicante - Pág. 23 * Chequeo del Flujo - Pág. 24 – 25 * Hinchamiento - Pág. 26 – 28 * Cierre (Shut – in) Quién es responsable - Pág. 29 * Cierre (Shut – in) en Duro – Pág. 30.



Desbalance Best In Class Best In Class


Un influjo o "patada" (kick) es un flujo inesperado y no deseado de fluido de formación en el pozo durante la perforación, la corrida o mientras se esté fuera del pozo.

La Condición Principal que provoca una Patada:

LA PRESIÓN EN EL ORIFICIO DEL POZO SE HACE MENOR QUE LA PRESIÓN EN LA FORMACIÓN

(Por debajo del balance)

La primera línea de la prevención en el Control de pozos es el Ingeniero de Perforación. Un pozo bien diseñado, y con un esquema de pesos de lodo sobre la base de informaciones válidas, previene la mayoría de los incidentes de Control que se deban a una perforación en presiones inesperadas. El diseño también se asegura que se pueda cerrar el pozo sin que llegue a la superficie.

Durante la perforación y la corrida, el Administrador del Sitio de Perforación, el Ingeniero de Lodos, el Supervisor de Operaciones, el perforador y Operador de la Torre son responsables de mantener las propiedades del lodo. Con la mayoría de equipos actuales, que poseen sistemas digitales de vigilancia, el Perforador ya no es el único responsable del monitoreo del fluido adentro y afuera del pozo.

Sin embargo, el único puesto de trabajo que debe estar en la plataforma de perforación 24 horas del día es el Perforador. El Perforador debe ser la primera persona en darse cuenta y responder ante un influjo o patada (kick).

Sistema de Circulación Best In Class Best In Class


El primer componente de la detección de una patada consiste en el sistema de circulación. El sistema de circulación consiste en un punto de partida, la fosa o tanque de lodo, donde se almacena el fluido de perforación. La mezcla se lleva a cabo en la tolva de lodo mezclado; de allí el fluido es forzado a través de bombas hasta la rótula y hacia abajo por la tubería de perforación, para llegar a salir por la broca (bonete) de perforación. A partir de ahí, el fluido circula alrededor de la broca, recogiendo escombros y recortes de perforación, para circularlos de vuelta hacia arriba por el orificio, moviéndose entre la tubería de perforación y las paredes del pozo (ánulo). Una vez que alcanza la superficie, el fluido de perforación se filtra con el fin de recuperar los fluidos reutilizables y luego se regresa al punto de partida, los tanques de lodo. Esto forma nuestro sistema de circuito cerrado de circulación.

Indicadores Positivos Best In Class Best In Class


Indicador positivo

- Aumento en el flujo – Detenga las bombas y revise el flujo

- Incrementar en el volumen del pozo– Detenga las bombas y revise el flujo

- El desplazamiento calculado no coincide con el desplazamiento real de la hoja de corrida – Detenga la corrida y revise el flujo. - El pozo tiene influjo con las bombas apagadas - Cierre del pozo (Shut in)

Revise el flujo en las conexiones - Recuerde, si las bombas se apagan usted habrá perdido su ECD. Hay otra condición que causa que el pozo tenga influjo con las bombas apagadas; esto es causado por estar "fuera de balance". Una condición de desbalance se da cuando uno de los lados del vaso comunicante tiene una hidrostática más alta y los fluidos se están balanceando, que como vimos crearía un flujo. Sin embargo, se recomienda CERRAR EL POZO (Shut in) hasta que se determine el flujo no es causado por desbalance.

Flow Show Best In Class Best In Class


El sensor de flujo (Floshow) se utiliza para medir el retorno de fluido de perforación del pozo, midiendo el porcentaje de movimiento de la paleta (paddle) en la línea de flujo. El sensor se utiliza como un indicador de tendencia para los problemas de perforación, tales como las pérdidas de circulación o las patadas (kicks).

Entender el flujo de retorno es un arte. Muchas cosas pueden causar que el Floshow indique un flujo de retorno incorrecto:

- La paleta no se mueve libremente

- Los cortes se acumulan debajo de la paleta

- Corte del lodo por gas

- Cambio en las propiedades del fluido

- Problemas eléctricos

Sigue siendo la mejor herramienta que tenemos para el monitoreo del fluido que retorna del pozo. Debe mantenerse en buen estado y se lo debe vigilar de cerca.

Estamos buscando un "cambio". Si el nivel de la bomba no ha cambiado, pero la tasa de retorno ha cambiado, entonces algo está pasando en el sistema de circulación. Esta herramienta es su PRIMER indicador de una patada. Si el pozo fluye sin que se evidencia un aumento del flujo, entonces LA GANANCIA DEL POZO ES SU SEGUNDO lNDlCADOR DE UNA PATADA.

Detenga y Verifique el Flujo

Flow Show Best In Class Best In Class


Durante las operaciones normales, hay algunos aspectos que nos pueden llevar a perder el volumen de nuestro sistema:

- El fluido reemplaza la roca que circulamos hacia afuera

- El equipo de control de sólidos eyecta fluido

- Fugas en la superficie

- Las fugas a los pozos o tanques de almacenamiento que n se encuentran en el sistema activo

- Llenado de las tuberías de superficie cuando se arrancan las bombas

- Circulación perdida – ya sea parcial o total - Hinchamiento (ballooning)

Durante las operaciones normales, hay algunos aspectos que nos pueden llevar a ganar volumen en nuestro sistema:

- La adición de agua o de productos químicos en los pozos o en el piso de la torre de perforación

- Transferencia desde pozos o tanques de almacenamiento que n ose encuentran en nuestro sistema activo

- El agua lluvia, si los pozos no están cubiertos

- Drenaje al parar las bombas

- Hinchamiento (ballooning) - Influjo desde la formación

Lo que es importante observar es un aumento en la fosa de lodo que se deba a la entrada al pozo de fluido de formación LA GANANCIA DEL POZO ES SU SEGUNDO lNDlCADOR DE UNA PATADA.

Sensores en el Pozo Best In Class Best In Class


Hay dos tipos de sensores de nivel de pozo actualmente en uso.

En primer lugar, sondas ultrasónicas que miden la distancia desde el cabezal del sensor hasta el nivel del fluido por medio de un pulso ultrasónico de rebote o eco. Un micro-controlador elimina los ecos falsos, por ejemplo, aquellos producidos por una superficie turbulenta, el ruido o el vapor excesivo.

La segunda es la conocida sonda flotante de acero inoxidable. Estas pueden funcionar en temperaturas extremas o donde los vapores puedan causar hacer que fallen los sensores de ultrasonido. Las sondas flotantes de acero inoxidable pueden quedar recubiertas de fluido de perforación seco, material de circulación perdido, etc. y en consecuencia no moverse libremente, haciendo que se dé una señal falsa. Si se coloca cerca de una salida de descarga en el sistema, la boya va a rebotar e manera considerable y posiblemente perder la señal.

Tanque de rellenar Best In Class Best In Class


Estándar Global de Oxy (Oxy Global Standard) - Tanque de relleno - un tanque pequeño (20 a 30 de barriles) diseñado para medir con precisión la cantidad de fluido necesario para reemplazar el volumen de acero retirado del pozo cuando se retiran los tubulares del pozo. El tanque de rellenar también se utiliza para medir el volumen de fluido desplazado desde el pozo durante la corrida de los tubulares en el pozo.

Cada equipo está equipado con un tanque de rellenar. El tanque de rellanar y la Hoja de Corrida se utilizan para medir el fluido requerido para llenar el agujero durante todas operaciones de corrida. El tanque de rellenar se utiliza en modo de circulación continua, no a intervalos prescritos.

Otros usos del tanque rellenar incluyen la medición de fluidos de perforación o del volumen de agua que entra al ánulo cuando se pierde el retorno, el seguimiento del agujero, mientras que se elabora un trabajo de adquisición de registros o de cementación, la calibración de las bombas de fluidos de perforación, etc. El tanque de rellenar también se utiliza para medir el volumen del fluido de perforación que se ha purgado del pozo o que se bombea al mismo a medida que se inserta la tubería en el pozo o se retira del mismo.

Huellas de Identificación Best In Class Best In Class


Cada vez que detenemos el bombeo, habrá un volumen de lodo que continúa fluyendo de nuevo a los depósitos. Este flujo lo causa el fluido que se encuentra a un nivel superior en el sistema que el nivel en el pozo de lodo de donde se está drenando. Este volumen será diferente para cada torre de perforación en función de la distancia y la altura de la línea de flujo de los pozos de lodo. Los equipos con impulsores superiores también deben tener en cuenta la altura de la tubería de perforación por encima del piso de perforación.

En la plataforma de perforación, este volumen debe ser conocido y estar documentado. La comparación de este volumen con el flujo de retorno en cada conexión es lo que llamamos huellas de identificación.

Se deben hacer revisiones del flujo en el rotor o en el tanque de rellenar (si el tanque de rellenar se ubica cerca de la línea de flujo), con el fin de evitar la espera de este flujo de retorno.

Signos de Advertencia a lo largo del Orificio Best In Class Best In Class


Existen señales de alerta de que la presión de la formación pueda estar cambiando. Estas señales de advertencia deben ser monitoreadas y se debe establecer una vigilancia cercana sobre el flujo de retorno y el volumen del pozo. Se debe revisar el flujo de cada conexión.

Ruptura en la Perforación - Una ruptura en la perforación debe ser un cambio significativo en la tasa de penetración (Rate of Penetration - ROP). Esto podría ser simplemente un cambio en la roca que hace que se cambie la tasa de penetración (Rate of Penetration - ROP) debido a la estructura de corte de la broca (bonete). Podría ser que usted ha perforado a través de una estructura de sellado y que está entrando a en una formación de alta permeabilidad.

Detener y verificar el flujo. Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación. El llenado de orificios en exceso en las conexiones o corridas – a este proceso se lo denomina desprendimiento (sloughing). Podría ser la naturaleza de la roca que se está perforando, o podría ser una pizarra geopresurizada que está sintiendo la pérdida de la ECD. A medida que se igualan las presiones hidrostática y de formación, el agujero tiene más tendencia a desprenderse o caer hacia dentro. Se debe aumentar la densidad del fluido. Tenga cuidado con la tubería pegajosa. Notifique el hecho al administrador de operaciones y al Gerente del Sitio de Perforación.

Signos de Advertencia en la Superficie Best In Class Best In Class


Incremento en el gas de fondo o en el lodo de corte por gas. Esto se puede deber a la perforación de una formación de alta porosidad, pero de poca permeabilidad. La única manera de detener el gas es detener la perforación. Se puede crear un aumento temporal mediante la perforación de carbón o de pizarras, y las unidades de gas bajan cuando circulan hacia afuera. El aumento de la densidad del fluido no reduce los gases. El lodo de corte por gas no reduce la presión hidrostática de manera significativa; sin embargo, la re - circulación de lodo de corte por gas puede conducir a desbalance. Se debe ejecutar el desgasificador de vacío.

Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación para temas relacionados con el nivel normal y la tasa de penetración para cada campo.

Signos de Advertencia en la Superficie Best In Class Best In Class


Gas de Conexión y / o Gas de corrida - Esto se debe a una pérdida por sobre - balanceo al perder el ECD. Esto podría conducir a un incidente de control si la permeabilidad de la formación es alta. Usted debe considerar un aumento de la densidad de fluido antes de continuar con la perforación.

Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación para temas relacionados con los niveles máximos para detener la perforación y circular. Haga un seguimiento de los golpes del fondo hacia arriba factibles de identificarse como conexión de gas.

Aumento de la temperatura de fluidos, aumento de cloruros - Estos son los signos que se ven en las zarandas y que podrían indicar un cambio de formación o, una señal de que estamos perforando en un entorno de aumento de la presión. Estos signos no se van a ver hasta que se alcance la superficie y no se deben utilizar como indicadores de una patada.

Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación.

Tamaño de corte, la forma del corte Estos son los signos que se ven en las zarandas y que podrían indicar un cambio de formación o, una señal de que estamos perforando en un entorno de aumento de la presión. También son muy dependientes de la estructura de corte de la broca. Este puede ser un indicador de desprendimiento (sloughing) debido al hecho de que la hidrostática es menor que la presión de los poros, y los cortes se desprenden del pozo de manera más fácil. Estos signos no se verán hasta que se alcance la superficie.


Pérdida de circulación – la pérdida parcial de circulación no es un problema de control de pozos, siempre y cuando usted se mantenga compensando por el volumen perdido. Si las pérdidas son muy graves y usted no pueda mantener el pozo lleno, esto le puede conducir a un problema de control de pozos. Esta situación se tratará en el capítulo 7.


Condiciones por Debajo del Balance Best In Class Best In Class


Las estadísticas industriales demuestran que las incidencias más comunes que llevan a una condición de bajo balance son las siguientes:

- Despresurización – Inicio de Flujo (Swabbing) - El mayor porcentaje de patadas ocurren durante la corrida. - Llenado impropio del Orificio – También durante la corrida. - Peso del Fluido muy bajo – Plan de Pozos con diseño o ejecución insuficientes. - Perforación en una presión anormal inesperada de los poros – Información Insuficiente. - Pérdida de circulación, posiblemente inevitable, pero debe ser manejable.

Cuando el pozo se encuentre en condiciones por debajo del balance, el fluido de formación o el gas de formación pueden entrar en el pozo. La tasa de influjo depende de la permeabilidad de la formación. Una mayor permeabilidad causará una patada de un volumen mayor. Ya que no tenemos conocimiento de la permeabilidad de la formación, es importante detectar y cerrar el pozo con rapidez para evitar patadas de grandes volúmenes. Más adelante en este capítulo vamos a ver las consecuencias de una patada más grande.

Una vez que el pozo se cierra, tenemos que obtener una verdadera comprensión de la cantidad por la cual estamos por debajo del balance. Para ello tenemos que permitir que se balancee la presión en la formación con la presión hidrostática en el pozo.

Si registramos la presión en la superficie antes de que se haya estabilizado el pozo, podemos empezar a circular una BHP constante a una tasa menor que la presión de formación. Si esperamos demasiado, entonces va a migrar una patada de gas y el aumento de la presión que vamos a ver nos puede hacer empezar a circular la una BHP constante superior a la necesaria. Su mejor herramienta es aquella de registrar la presión con frecuencia, durante el cierre y ver si se puede trazar la verdadera presión estabilizada.

Llenado apropiado del Orificio Best In Class Best In Class


Un llenado y despresurización incorrectos son las causas más comunes del desbalance.

La tubería puede salir ajustada sin despresurización alguna, y también puede ocurrir una despresurización sin una tracción alta. No dependa del indicador de peso. Usar una Hoja de Corrida es hacer lo que es correcto. Usar una hoja de viaje es lo que hay que hacer.

El cálculo apropiado del desplazamiento, así como la verificación del mismo en relación con el volumen de desplazamiento real que se ha bombeado, es la mejor herramienta para identificar la despresurización. Si se retiran 5 stds de tubería del pozo, los cuales equivalen a 3 barriles de volumen de acero, y el llenado del tanque es de sólo 2,5 barriles, entonces ½ barriles de fluidos se han despresurizado hacia el ánulo. ¿Este fluido provenía de la tubería de perforación, o de la formación? Suponer lo que no es correcto puede acarrear problemas.

Formato de Hoja de Corrida de Occidental Best In Class Best In Class


Fecha: Plataforma: Perforador: DSM: OD De la tubería: ________ in

ID: De la tubería: ________ in

Desp.: bbl / ft

Longitud Total ______ ft

OD HWDP in

ID HWDP: in Desp.: bbl / ft Longitud Total

______ ft

OD DC: in ID DC: in Desp.: bbl / ft Longitud Total

______ ft

Total DP: bbl

BHA Total: bbl

Total bbl Sarta de Perforación

Volumen bbl De pozo bombeado

# Stds Calc. Desp. (Húm / Seco)

Desp. Real Diferencia +/-

Inicio Observado

Final Observado

Llenado del Tanque

Revisiones de flujo

Hoja de corrida de Occidental Best In Class Best In Class


# Stds Calc.

Desp. (Húm / Seco)

Desp. Real Diferencia +/-

Inicio Observado

Final Observado

Llenado del Tanque

Revisiones de flujo

Balanceo de Lodos Best In Class Best In Class


Muchas cosas pueden causar que la densidad del fluido sea demasiado baja para como para perder el balance de la presión de formación. Las causas pueden ir desde mala información de planeación hasta una ineficiente ejecución. Si la presión de poro y el peso del lodo del esquema son precisos, algunos aspectos relacionados con el funcionamiento que se deben revisar son:

- Perforación más rápido de lo planeado puede “crear más peso”. - las Transferencias accidentales de fluido transferencias, tales como la apertura de la válvula equivocada o el olvido de cerrar la válvula apropiada en los pozos. - Agregar demasiada agua, u olvidarse de monitorear la cantidad de agua que se ha añadido. - Agregar agua demasiado durante la corrida ó el registro (limpieza de la tubería de perforación / cable) – Este es probablemente uno de los problemas más comunes. Recuerde que, al circular a través del tanque de rellenar, el volumen del sistema es mucho más pequeño y una pequeña adición de agua puede reducir la densidad del fluido en la parte superior del orificio del pozo. - Fugas en las válvulas. - Una deficiente Reología del fluido que permite que la barita se salga del sistema. - Lodo de Corte por gas que se recircula - ejecutar el desgasificador de vacío. - No comprobar el peso del lodo con precisión – Haga que el ingeniero de lodos se asegure de que todo el personal esté capacitado y que la escala de lodo se calibre con regularidad.

Mantenga una revisión de lodos precisa y frecuente

Balanceo de Lodos Best In Class Best In Class


Calibración 1. Remueva la tapa de la copa y llene la copa en su totalidad con agua pura ó

destilada. 2. Reemplace la tapa; limpie y seque. 3. Reemplace el brazo de balance en la base, con el borde afilado

apoyándose sobre el aparejo de fondo (fulcrum). 4. La burbuja de nivel debe estar centrada cuando la corredera se encuenta a

8.33 lb / gal. Si no es así, ajústese utilizando el tornillo de calibración al final del brazo de balanceo. Algunos balances no tienen tornillos de calibración y deben tener un disparo de plomo adicionado ó removido a través de la tapa de calibración.

Procedimiento

1. Remueva la tapa de la copa y llene la copa en su totalidad con el lodo que se va a evaluar.

2. Reemplace la tapa y rótela hasta que siente de manera firme, asegurándose de que se expluse algo de lodo a través del agujero de la tapa.

3. Enjuague y retire el lodo de la parte exterior de la copa, y séquela. 4. Reemplace el brazo de balance en la base, con el borde afilado

apoyándose sobre el aparejo de fondo (fulcrum). 5. Mueva la corredera hasta que el brazo graduado se encuentre a nivel,

como se indica en el vial de nivelado sobre el rayo. 6. En el borde de la corredera que se encuentra más cercano a la copa, lea la

densidad o el peso del lodo. 7. Haga el reporte de la división de la escala más cercana, ya sea en lb / gal,

lb / ft3, psi / 1.000 ft de profundidad, o Gravedad Específica (Specific Gravity – SG).

Consecuencias Best In Class Best In Class


Existen herramientas que podemos utilizar para mitigar la posibilidad de recibir una patada (kick), o reducir la severidad del golpe una vez se tenga la patada. La herramienta más importante es el reconocimiento rápido y el cierre rápido. Cuanto más tiempo se tarde en identificar una patada y efectuar el cierre, mayor será la dificultad de controlar la patada.}

Una patada más grande crea mayores presiones en el ánulo. A medida que circula una patada por el espacio anular, la presión del revestimiento de superficie se incrementa debido a la expansión del gas y la pérdida de presión hidrostática. Mientras que el gas esté en la sección de pozo abierto, por debajo de la zapata, el aumento de la presión del revestimiento de la superficie se hace sentir también en la zapata. Las patadas más aumentan la posibilidad de pérdida de circulación (vaso comunicante roto).

En el siguiente ejemplo vamos a ver que una patada de volumen mayor en el fondo hace una gran diferencia en la superficie. Parte de nuestra planificación y tolerancia deben recurrir a este volumen en la superficie y la capacidad de los separadores de lodo / gas para manejar la tasa de flujo de gas. Ejemplo:

Una patada de gas de 5 bbl en agujero de 8 ½ " agujero a 10.000 ft durante la perforación con un fluido de 9,6 ppg le daría una diferencia de 40 psi entre la hidrostática de la tubería de perforación y la hidrostática del ánulo y se ampliará a 1.800 barriles en la superficie.

- P1 = 5,300 psi - V1 = 5 bbl - P2 = 14.7 psi presión atmosférica - V2 = (5,300psi x 5bbl) ÷ 14.7psi = 1,803 bbl

Una patada de gas de 15 bbl en un orificio de 8 1/2" a 10.000 ft durante la perforación con un fluido de 9,6 ppg nos daría una diferencia de 120 psi entre la hidrostática de la tubería de perforación y la hidrostática del ánulo, pero se ampliará a 5.400 barriles en la superficie.

- P1 = 5,300 psi - V1 = 15bbl - P2 = 14.7 psi presión atmosférica - V2 = (5,300psi x 15bbl) ÷ 14.7psi = 5,408 bbl

Véase el ejemplo en las páginas siguientes

Hoja de Cálculo de los Vasos Comunicantes Best In Class Best In Class


Hoja de Cálculo de los Vasos Comunicantes Best In Class Best In Class


Verificación del flujo Best In Class Best In Class

Rev. 7 12/2010 Chapter 2 – Detection & Shut In 23

Definir el tamaño del separador de lodo / gas (Mud / Gas Separator - MGS) para el pozo que se está perforando, así como decidir la tasa de bombeo a la cual usted decide matar el pozo, son factores críticos. Una mala planificación y una deficiente ejecución pueden ser desastrosas. * Circular el gas hacia afuera más rápido de lo que puede manejar el MGS, la instalación de las válvulas en los lugares inapropiados, pliegues y giros en la línea de ventilación, etc. pueden llevar a una situación como la de la imagen de abajo. * Vamos a discutir el diseño y funcionamiento de un separador de lodo / gas (Mud / Gas Separator - MGS) con más detalle en el capítulo 5.

Vasos Comunicantes Rotos Best In Class Best In Class


La Teoría de los vasos comunicantes rotos se basa en que ambos lados son contenedores

conectados en el fondo. Si la tubería del taladro tiene un agujero, o si el anular es débil, la

capacidad convencional para controlar la BHP se pierde. Normalmente controlaríamos la BHP

abriendo o cerrando el estrangulador para liberar contrapresión o para aplicar contrapresión. Si

los vasos comunicantes están rotos, nuestra capacidad para controlar la presión solamente

funcionará hasta ese punto.

Ejemplo, si cerramos el estrangulador para restringir el flujo y ponemos 100 psi adicionales de

contrapresión en el pozo, las 100 dpi se perderían en la formación débil y la formación que está

fluyendo no vería esa presión aplicada.

Si el influjo es líquido, o si se encuentra por encima del punto débil, podemos mantener control

parcial. Si el influjo es un influjo de gas en expansión y se encuentra por debajo de nuestro punto

débil, hemos perdido la capacidad para controlar la expansión del gas y cualquier intento en un

Método de Presión de Fondo de Pozo Constante se vería comprometido.

Verificación del flujo Best In Class Best In Class


Como mencionamos anteriormente, hay varias razones que podrían causar que fluya el gas con las bombas apagadas; las tres principales son:

- Vaso comunicante desbalanceado

- Hinchamiento o Fractura por carga

- ¡Hay una patada en el pozo!

Una vez más, se recomienda CERRAR EL POZO hasta que se determine que el flujo no ha sido causado por desbalance.

Balloning Best In Class Best In Class


Sarta de Trabajo Presión en la

Superficie -

Fricción = O psi +

Hidrostática = BHP

Peos del Fluido = 9.6 - ppg Grad. Del Fluido. = 0.5 – psi / ft TVD = 8,000 ft MD = 8,000 ft TVD de la Zapata = ft Ann. Cap. = -0.05 – bbl/ft SlDPP = psi Ganancia del Pozo = bbl

Si bombeamos un tapón de líquidos (slug) de 10 bbl a 11 ppg y apagamos las bombas, la densidad más pesada del tapón de líquido cae. Esto causará flujo desde el ánulo hasta que la hidrostática en la tubería de perforación se balancee con la hidrostática en el ánulo. Se puede estimar la cantidad de flujo que se produce. No podemos saber hasta qué punto habrá caído el tapón de líquidos (slug) ni dónde se encuentra en la tubería, pero sabemos que dejará de caer cuando la tubería de perforación hidrostática sea igual a 3994 psi.

Balloning Best In Class Best In Class


La mayoría de las formaciones que perforamos contienen cierta cantidad de fracturas en la roca. Durante la perforación, estas fracturas se llenarán de nuestro fluido de perforación y van contener la presión que ejerce el líquido.

En algunos de nuestros campos maduros con yacimientos agotados, hemos reducido la resistencia a la fractura bajando la presión de poro dentro de esa formación. A medida que perforamos pasando esa formación, podemos crear fracturas más grandes que las previamente existentes y "guardar" nuestros fluidos de perforación durante la perforación. Esta es una de las causas de la pérdida de líquido en los pozos que ya hemos identificado anteriormente.

Durante la perforación, la presión en cualquier punto en el pozo es la hidrostática a ese punto, además de la pérdida por fricción anular (AFL), desde ese punto hasta la superficie. Cuando cerramos las bombas se pierde la AFL. El líquido almacenado en este tipo de fracturas puede filtrarse de nuevo en el pozo hasta que se estabiliza a la presión hidrostática. Este flujo de vuelta parecerá en la superficie como si el pozo tuviera flujo.

Si las fracturas se producen en una formación con hidrocarburos, el líquido que regresa al pozo puede transportar pequeñas cantidades de gas. En la superficie, estas altas lecturas de gas pueden hacer que usted aumente el peso del lodo. Esto solamente causará una mayor fractura y más gas. Entender el proceso de perforación, y no reaccionar a los parámetros individuales, es uno de los propósitos de este manual.

Indicaciones de Hinchamiento Best In Class Best In Class


Para considerar que el flujo de retorno ha sido causado por el Hinchamiento (ballooning), se debe tener en primer lugar pérdida de fluido. Si el pozo no ha estado recibiendo fluido, todo flujo de retorno se lo deberá considerar como una patada.

Hacer seguimiento de la pérdida de fluido es muy importante y cualquier pérdida accidental de lodo se debe reportar. Es crítica la comunicación entre el ingeniero de lodos, el operario de la bomba, los agitadores y los perforadores.

El flujo de retorno causado por el hinchamiento se ralentizará a medida que continúa el flujo. Permitiendo un exceso de flujo de retorno para luego descubrir que no era hinchamiento significa que usted enfrenta una patada de dimensiones mayores.

Se debe hacer una medición precisa en el tanque de llenado. Se debe establecer un límite entre la DSM y el equipo de la plataforma, y dicho límite no se debe exceder.

En caso de duda, cierre el pozo y verifique el flujo con la ayuda de los manómetros. Si la presión de cierre supera la AFL, esto se debe considerar como una patada. Si la presión de cierre es inferior a la AFL, purgue de 1/2 a 1 barril y la vuelva a revisar la presión. Si la presión disminuye y se estabiliza, esto podría ser un hinchamiento. Si la presión baja y sube de nuevo, se la deberá considerar una patada.

Cuando el agujero comience un proceso de hinchamiento, la elaboración de un diagrama de flujo puede ayudarle a establecer una tendencia. Si el flujo de retorno se encuentra por encima de la norma, cierre el pozo de inmediato y verifique las presiones. Esto a veces se denomina "huella de identificación".

La mayoría de las empresas de Mud Logging tienen la capacidad de generar este tipo de diagrama en "tiempo real", con cada conexión superpuesta con las conexiones anteriores, con el fin de establecer una tendencia.

Influjo vs. Hinchamiento Best In Class Best In Class


Cierre Best In Class Best In Class


En cualquier momento en que el perforador vea cualquier indicación de que un influjo (manifestación) está ocurriendo, debe detener la operación y cerrar el pozo. No debe esperar por confirmación de parte de otras personas, sino aceptar la responsabilidad de cerrar el pozo. Dejar de cerrar el pozo cuando el perforador cree que el pozo se encuentra desbalanceado y “pateando” debe investigarse y corregirse mediante entrenamiento.

API RP 59 define el proceso de cierre como se muestra a continuación:

4.9 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Cuando se detecta una manifestación debe cerrarse el pozo tan pronto como sea posible, para minimizar el volumen del influjo. Hay dos opciones de procedimientos de cierre, el cierre suave y el cierre duro. El cierre duro minimiza el volumen del influjo, es menos complicado, puede llevarlo a cabo una persona que trabaje en el piso de la torre y se lleva a cabo usualmente más rápido que el procedimiento de cierre suave.

Durante la perforación, el estrangulador debe estar en posición cerrada, la válvula hidráulica del BOP (HCR) debe estar en posición cerrada, todas las válvulas en el camino directo desde el (HCR) al separador de gas/ lodo deben estar abiertas y todas las demás válvulas en el múltiple del estrangulador deben estar cerradas.

Al cerrar: - Abra el HCR - Cierre el Anular - (Opcional) Cierre una válvula manual aguas abajo del estrangulador

El Capítulo 7 tiene una lista detallada de los procedimientos de cierre para diferentes operaciones

Cierre Duro Best In Class Best In Class


Occidental práctica el Cierre Duro (Hard Shut – in) tal como se define en la API RP 59 - 4.9.2. Esta formación se debe revisar y confirmar cada hora.

Alinenación del BOP

Durante la perforación las válvulas de control BOP (Válvulas de 4 vías) en el acumulador deberá estar en la posición abierta.

La válvula del HCR debe estar en la posición cerrada.

La válvula manual de la línea de matar el pozo deberá estar en posición cerrada.

Alineación del Múltiple de Estrangulamiento (Choke Manifold)

Se abren todas las válvulas en el camino del BOP al separador de lodo / gas.

Se abren todas las válvulas de los grabadores / sensores de presión.

Se cierra el estrangulamiento (choke) hidráulico. Si el estrangulador hidráulico (choke) no es un cierre positivo, o si las válvulas posteriores registran un nivel de presión más bajo, la válvula antes del estrangulamiento (choke) deberá estar en posición cerrada.

Se deben cerrar el resto de válvulas del múltiple.

Capítulo 3: el Método del

Perforador Best In Class Best In Class

Rev. 7 12/2010 Chapter 3 – Drillers Method 1

Capítulo 3: Método del Perforador (Driller’s Method) * Presupuestos – Pág. 3 * El Método del Perforador – Pág. 4 - Hoja de Kill – Pág. 5 – 8 - Fluido para Matar el Peso – Pág. 9 – 10 - Tiempo de demora (Lag Time) – Pág. 11 - 12 * Secuencia – Pág. 13 – 27 - Curva de Presión del Revestimiento – Pág. 23 - Operación de Estrangulamiento – Pág. 24 * Procedimiento del Método del Perforador – Pág. 28



Supuestos sobre el Control de Pozos Best In Class Best In Class


Una vez que el influjo ha sido debidamente detectado y contenido, necesitamos eliminar dicho influjo. Todos los métodos que vamos a discutir, que son métodos de Presión Constante de Fondo de Pozo, tienen algunas cosas en común y están diseñados con algunos supuestos.

- En un fluido de perforación a base de agua, si la densidad del influjo es menor que el peso del lodo (casi siempre) la patada migrará. - Una patada de agua en el lodo de perforación va a mezclar el fluido y eventualmente dejará de migrar a medida que se convierte en un "punto ligero" en su sistema. Una patada de petróleo va a continuar migrando debido a su menor densidad, pero no puede causar aumento de presión en la superficie del revestimiento ni aumento a nivel de pozo ya que puede que no trate de expandirse en función de la relación gas / petróleo. - Si el influjo es de gas en un lodo a base de agua, su velocidad de migración

dependerá de la reología del lodo, la geometría del pozo, el tamaño del influjo y la inclinación del pozo. Se deben expandir cada vez que permitimos que se purgue el lodo del pozo. - La migración de gas y la expansión no son lo mismo. Sin una clara comprensión de que estos dos comportamientos son diferentes, usted puede cometer un grave error en el control del pozo. Véase el capítulo 4 - Comportamiento del influjo.

Supuestos

- Nosotros enseñamos estos métodos con la patada en la parte inferior como un flujo único. - En verdad, la patada puede venir de cualquier formación expuesta. Puede ser una combinación de aceite, agua y / o gas y se su salida puede ser "encadenada " en muchas secciones pequeñas. - Suponemos que el Vaso comunicante no está roto. - Con frecuencia podemos tener vasos comunicantes rotos en los campos de desarrollo maduro. - Suponemos que usted está haciendo uso de un estrangulador (choke) con accionamiento hidráulico y que no hay comunicación directa entre el operador de la bomba y el operador del estrangulador. - Si estos dos supuestos no aplican en su operación, su probabilidad con éxito la presión de fondo de pozo se verá seriamente comprometida. - Suponemos que usted está haciendo circular a través de un separador de lodo / gas que se encuentra en funcionamiento y que está debidamente asegurado. - Si su operación no tiene un separador de lodo / gas del tamaño adecuado que esté funcionando de manera eficiente, entonces usted no estará operando de manera segura.

El Método del Perforador Best In Class Best In Class


El Método del Perforador el método de Presión Constante de Fondo de Pozo (Constant Bottom Hole Pressure - CBHP) método.

Se trata de un mínimo de dos circulaciones. Una circulación con el Peso del Lodo Original (Original Mud Weight - OMW) para limpiar la entrada del pozo, sin permitir más influjo. Cuando se confirma que el pozo se encuentra limpio, la siguiente circulación es la del Lodo de Matar el Pozo (Kill Weight Mud - KWM) que sobrebalancea el pozo de manera ligera.

El Método del Perforador no requiere bajas velocidades de la bomba, cálculo delos esquemas de bombeo ni complejas hojas de Kill (matar el pozo) para diferentes trayectorias del pozo o configuraciones de la sarta de perforación.

Una vez se ha estabilizado la presión, podemos empezar a circular el pozo de inmediato. Esto evita la acumulación de presión debido a la migración de gas.

Mediante el control de los manómetros en superficie y la comprensión del Vaso comunicante, podemos controlar a BHP en todo momento manteniendo la presión constante de la superficie en el lado del pozo, donde el peso del lodo es constante.

La hoja de matar el pozo de Oxy ha sido diseñada como una guía para la secuencia de eventos que ocurren durante el Método del Perforador y una confirmación de que se está utilizando el calibre correcto. La hoja de Matar el Pozo no calcula el valor de presión que debe ver en todo manómetro; sólo se le permitirá registrar dichos datos. La hoja de matar el Pozo no está diseñada para el control de la BHP, ese es su trabajo. DP psi constante + DP Hidro = BHP

CP psi constante + CP Hidro = BHP

DP psi constant + DP Hidro = BHP

Hoja de Datos del Método del Perforador de Occidental (Para Sarta Telescópica) Best In Class Best In Class

Datos Previamente Registrados: TVD del Pozo = ft; MD del Pozo = ft; Tamaño del Orificio = pulgadas TVD del Revestimiento = ft; MD del Revestimiento = ft; ID pulgadas DP TVD = ft; DP MD = ft; ID = pulgadas; OD = pulgadas Mud Weight = ppg; LOT / FIT Peso del Lodo Equiv. = pulgadas Salida de la Bomba # 1 = bbl / stk Salida de la Bomba # 2 = bbl / stk

Cálculos de Volumen: 1) Volumen DP: ID2 ÷ 1029.4 = Bbl/ft x MD del Pozo = Bbls 2 in ÷ 1029.4 = _________ bbl/Ft x _________ ft = _________ bbls 2) Csg por Volumen DP: (ID2 – OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x MD del Revestimiento = Bbls ( ___ 2 in - ___ 2 in) ÷ 1029.4 = bbl/ft x___ ft = ___ bbls 3) Volumen de Orificio Abierto: (lD2 - OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x Zapata a TD = Bbls (___ 2 in - ___ 2 in) ÷ 1029.4 = ___ bbl/ft x ___ ft = ___ bbls 4) Volumen del Ánulo : Csg por Volumen DP ÷ Volumen de Orificio Abierto = Bbls ___ bbl + ___ bbl = ___ bbl 5) Circulación total: Volumen DP + Csg por Volumen DP + Volumen de Orificio Abierto = Bbls ___ bbl + ___ bbl + ___ bbl = ___ bbls

Hoja de Datos del Método del Perforador de Occidental (Para Sarta Telescópica) Best In Class Best In Class

Datos Previamente Registrados:

TVD del Pozo = ft; MD del Pozo = ft; Tamaño del Orificio = pulgadas TVD del Revestimiento = ft; MD del Revestimiento = ft; ID pulgadas DP TVD = ft; DP MD = ft; ID = pulgadas; OD = pulgadas Mud Weight = ppg; LOT / FIT Peso del Lodo Equiv. = pulgadas Salida de la Bomba # 1 = bbl / stk Salida de la Bomba # 2 = bbl / stk

Cálculos de Volumen: Volumen de DP

A: ID

2 / 1029.4 = Bbl / Ft X DP A MD = Bbls

_____ 2 in / 1029.4 = ____ bbl / ft X ______ ft = ________ bbls

Volumen de DP B: ID

2 / 1029.4 = Bbl / Ft X DP B MD = Bbls

_____ 2 in / 1029.4 = ____ bbl / ft X ______ ft = ________ bbls

1) Volumen DP TOTAL: DP A bbl + DP B bbl = _______ bbls Stks Totales de DP: Volumen DP TOTAL bbl / Salida de la Bomba bbl / stk = _________ Stks Csg por Volumen DP A: (ID

2 – OD

2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x DP A MD) = Bbls

( ___ 2 in - ___

2 in) ÷ 1029.4 = bbl/ft x___ ft = ___ bbls

Csg por Volumen DP B: (ID

2 – OD

2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x DP B MD) = Bbls

( ___ 2 in - ___

2 in) ÷ 1029.4 = bbl/ft x___ ft = ___ bbls

2) Volumen Csg TOTAL: CSG por DP A + Csg por DP B = _________ bbls TOTAL de stks de csg: Volumen Csg TOTAL bbls / Salida de la Bomba bbls / stk _________stks 3) Volumen de Liner por DP B: (ID

2 – OD

2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x Longitud del Liner ft) = Bbls

( ___ 2 in - ___

2 in) ÷ 1029.4 = bbl/ft x___ ft = ___ bbls

4) Volumen de Orificio Abierto: (lD

2 - OD

2) ÷ 1029.4 = Bbl/Ft x Zapata del Liner al TD ft = Bbls

(___ 2 in - ___

2 in) ÷ 1029.4 = ___ bbl/ft x ___ ft = ___ bbls

5) Volumen total del Ánulo : Volumen del Csg ÷ Volumen del Liner + Volumen del Orificio Abierto = Bbls ___ bbl + ___ bbl ___ bbl = ___ bbl 6) Volumen Total de Circulación: Volumen DP + Volumen Csg + Volumen del Liner + Volumen de Orificio Abierto = Bbls ___ bbl + ___ bbl + ___ bbl ___ bbl = ___ bbls

Total de stks de Circulación: Volumen de Circulación bbl + Salida de la Bomba bbl / stk = __________ stks

Hoja de Matar el Pozo (Kill Sheet) del Método del Perforador de Occidental Best In Class Best In Class

1

ra Circulación: Limpiar el ánulo manteniendo constante el manómetro de DP

1) Alinear la bomba al peso del lodo original = ppg 2) Llevar la velocidad de la bomba lentamente hasta la velocidad de matar el pozo @ spm; Manteniendo constante la presión del Revestimiento = psi (Lo mismo que para SICP) 3) Esperar el tiempo de demora sec. Presión DP inicial de circulación = psi; Presión del Revestimiento = psi (Sin Factor de Seguridad) 4) Mantener constant la presión de DP = psi; Registrar cualquier Factor de Seguridad que se haya usado: psi, Mantener la Hoja de Registro. 5) El influjo se ha circulado hacia a fuera @ stks; MW en = ppg; MW de salida =-M (Circular el mínimo de 1 Volumen de Ánulo) 6) Presión de Circulación de DP = psi, CP de Circulación = psi (CP debería estar cercano al SIDFP original si todo se encuentra bien) 7) Quite todo Factor de Seguridad y detenga la bomba lentamente, manteniendo la CP constante = psi mientras se cierra el estrangulador (choke). Observe las presiones de cierre,

¿Son estas presiones estables? (SÍ / NO) Hay una diferencia entre las presiones de psi

Punto de Toma de Decisiones – ¿Se encuentra limpio el Ánulo? ¿Se encuentra balanceado el vaso Comunicante? Si NO, repítase la Primera Circulación, si SÍ comiéncese a bombear el Lodo de Matar el Pozo - KWM

2da Circulación: Llene la Tubería de Perforación con el Fluido de Matar el Pozo manteniendo el Manómetro de CP Constante

1) Alinear la bomba al Lodo de Matar el Pozo (KWM) = ppg 2) Llevar la velocidad de la bomba lentamente hasta la velocidad de matar el pozo @ spm; Manteniendo constante la presión del Revestimiento = psi DP de Circulación Inicial (ICP) = psi

3) Siga Manteniendo la CP = psi hasta que el Lodo de Matar el Pozo (KWM) sea un “bit”. (la Presión DP debe reducir ICP – SIDPP = Presión Final de Circulación (Final Circulation Pressure - FCP)

4) Observe la reducción en el manómetro de DP Presión Final de Circulación (Final Circulation Pressure - FCP) = psi @ stks

2da Circulación: Llene la Tubería de Perforación con el Fluido de Matar el Pozo manteniendo el Manómetro de CP Constante

5) Mantenga la DP @ FCP = ____ psi hasta que el Lodo de matar el Pozo KWM se confirme en la superficie. (la lectura del CP debería estar cercana a 0 psi si no tiene ningún factor de seguridad) 6) Detenga la Bomba, cierre el estrangulamiento (choke) y observe las presiones de cierre. SIDPP = _______ psi; SlCP = _______ psi 7) Si las presiones son iguales a 0 psi, cierre el estrangulamiento y revise el flujo. Si las presiones son > 0 psi, revise buscando presiones atrapadas of Lodo de matar el Pozo KWM insuficiente. 8) Desocupe el área de perforación y abra el pozo. Posiblemente necesitará circular y acondicionar el lodo.

Hoja de Registro del Método del Perforador de Occidental Best In Class Best In Class

SIDPP = _______ psi SICP = ___________ psi Hora SPM Strokes DP psi CP psi Choke Pozo

Activo

MW entra

/ sale

Unidades

de Gas

Comentarios

Lodo de Matar el Pozo (KWM) Best In Class Best In Class


Kill Weight Mud Best In Class Best In Class

Rev. 7 12/2010 Chapter 3 – Método del Perforador 10

Nunca agregue un factor de seguridad a su Lodo de Matar el Pozo (KWM).Una vez que está en el pozo no se puede quitar fácilmente. (Si el valor de FIT / LOT es lo suficientemente alto para un factor de seguridad, use el estrangulador, tal como se describe en el Método de perforadores, NO Lodo de Matar el Pozo (KWM) para ejercer más presión en el pozo)

Cualquier problema que requiera que se detenga la circulación puede causar mayores dificultades operativas y de control, así como dificultades en el control.

En este ejemplo, sería posible la creación una pérdida de circulación mediante la adición de un factor de seguridad de Lodo de Matar el Pozo (KWM).

Con la sarta de perforación llena de Lodo de Matar el Pozo (KWM), el efecto de Vaso comunicante aumentaría la CP por la cantidad de diferencia hidrostática. Este aumento de la CP se puede ver en la Zapata del Revestimiento.

DADOS: TD = 70,000' Zapata de 9 5/8" @ 3000' Orificio Abierto de 8 1/2" Tubería de Perforación de 5" Peso original del Lodo de 9.6 ppg SlDPP Original = 300 psi Zapata testeada por fugas @ 12.5 ppg EMW

Supuesto:

La bomba se apaga cuando la tubería de perforación se llena de Lodo de Matar el Pozo (KWM).

Lodo de Matar el Pozo (KWM)

(ppg)

Factor de Seguridad

(ppg)

SlCP (psi) EMW @ Zapata (ppg)

Bajo / Sobre LOT (ppg)

10.2 0 315 11.62 0.88 bajo

10.3 0.2 365 11.94 0.88 bajo

10.4 0.3 415 12.26 0.88 bajo

10.5 0.4 470 12.62 0.12 de más

10.6 0.5 520 12.94 0.12 de más

Tiempo de Demora de Presión Best In Class Best In Class


Una vez que comenzamos a circular el Rick, tenemos que entender cómo utilizar los indicadores durante los ajustes del estrangulador (choke).

Usted puede ver a continuación que nuestro pozo de 10.000 en realidad es de 20.000 desde el indicador de DP hasta el indicador de CP. Cualquier cambio en la tasa de flujo en el pozo o hacia fuera del pozo va a cambiar la presión en el pozo. La regla de oro en un líquido a base de agua es que un cambio de presión se desplazará en 1 seg 11,000 pies.

Ya que la bomba está más cerca del medidor de DP, cualquier cambio en la velocidad de bombeo o galones por minuto (GPM) que entren al pozo van a cambiar el manómetro de DP primero y luego va a cambiar el medidor de CP + / - 20 seg. más tarde.

Ya que el choque es el más cercano al manómetro de CP, cualquier cambio en el tamaño del estrangulador o contrapresión que se tenga cambiará el primer indicador de CP y va a cambiar el medidor de DP + / - 20 seg. más tarde.

A medida que comenzamos la circulación estamos cambiando la velocidad de la bomba, manteniendo la CP constante. Una vez que la bomba está a una velocidad constante, que debemos seguir observando el indicador de CP por otros 20 seg. para asegurarnos de que es la presión correcta.

Una vez que la tasa de flujo hacia el pozo fuera del pozo se ha estabilizado y el CP es la presión correcta, hay que esperar 20 segundos luego de cualquier ajuste al estrangulador (choke) antes de que veamos el cambio de presión en el medidor de DP.

Si queremos hacer un cambio de presión DP en cualquier cantidad, entonces tenemos que ajustar el estrangulador (choke) mientras observamos el medidor de CP. Cualquier cambio de presión en el medidor de GP se verá en el indicador de DP + / - después de 20 seg.

La Medida del Tiempo de Demora Best In Class Best In Class


Cuando se utiliza un aceite o fluido de base sintética (MAB / SBM) la regla de oro que dice que en un líquido a base de agua que un cambio de presión se desplazará 1 seg / 1,000 pies ya no aplica.

* Los fluidos OBM / SBM son compresibles. Esto aumentará el tiempo de demora posterior a un ajuste en el estrangulador (choke), en comparación con un papel similar utilizando un fluido a base de agua. No hay ninguna ecuación sencilla para calcular el tiempo de demora. La única manera de determinar esto es medir el intervalo de tiempo mediante la realización de una Perforación de Estrangulador (Choke Drill). (Véase el Capítulo 7).

* Se debe realizar un Choke Drill antes de la perforación de la zapata, bien sea que se usa Fluido a Base de Agua o OBM / SBM. * El tiempo de demore que se mide con un vaso comunicante intacto es la línea de base para futuras operaciones de control para este pozo. A medida que usted continúa perforando el pozo y la profundidad o el volumen en el pozo aumentan, usted ya conoce el tiempo mínimo de espera para un cambio de presión en el pozo.

* Esto también le permitirá capacitar al personal en el mejor simulador de la industria de control de pozos; su plataforma de perforación. Arrancar y detener la bomba es una de las operaciones más importantes en el control del pozo, la práctica de estas operaciones en su plataforma de perforación es dinero bien invertido.

Temperatura (F)

Presión (psi) Densidad Medida (lb/gal)

78 0 17.000

3,000 17.145

6,000 17.275

9,000 17.389

12,000 17.492

15,000 17.589

200 0 16.392

3,000 16.592

6,000 16.760

9,000 16.905

12,000 17.033

15,000 17.149

350 3,000 15.890

6,000 16.122

9,000 16.310

12,000 16.469

15,000 16.608

Esta tabla muestra los resultados de laboratorio en un lodo mineral de base oleaginosa de 17 ppg. .

Plan del Método del Perforador Best In Class Best In Class


Al cierre: - Lea y registre las presiones, la ganancia del pozo, el tiempo y confirme que no haya fugas. - Si la SlDPP = 0 psi con el flote en la sarta de perforación, no hay problema, usted puede golpear el flote. - Confirme que las bombas se alinean en el pozo activo y que no se produzcan mezclas en ese orificio. Establezca alarmas y vigile de cerca. - Alinee para circular por el múltiple de estrangulamiento (choke manifold), el estrangulador, el separador de gas / lodo y de vuelta al pozo activo. - Asigne a una persona para monitorear la unidad de acumulador para que no haya fugas. - Asigne a una persona con entrenamiento de Control de pozos como el escriba para que registre ha Hoja de Kill y la Hoja de Registro. - Decida qué tipo de stroke va a utilizar para matar el pozo y comprométase con el mismo. - Haga una reunión de seguridad con todo el personal en el lugar, consígase mucho café y relájese, esto no es ciencia de cohetes.

Método del Perforador Best In Class Best In Class


Primera Circulación (Limpiar el Ánulo)

Monitor de cierre en el pozo mientras se prepara para empezar a circular utilizando el peso original del fluido. Registre las presiones de la tubería de perforación y el revestimiento. Hunda el flote si es necesario.

1. Marque el CP como su presión de cierre. 2. Arranque la bomba a la velocidad más baja t posible. Observe los manómetros de DP y CP, tan pronto como usted vea una vacilación en la DP o un aumento en el CP, detenga la bomba y registre la presión DP. El flotador está abierto y esto es SIDPP. (Golpear el flotador).

Mantener constante la presión del revestimiento en su marca, a medida que llevar la bomba a la velocidad de matar el pozo. ESTA VELOCIDAD SE DEBE MANTENER CONSTANTE. La pérdida de fricción anular (AFL) es un factor de seguridad, no agregue otro.

Mantenga la Presión del Revestimiento constante unos minutos más hasta que se estabilice la presión DP. Una vez que el spm para matar el pozo es constante, siga manteniendo la CP constante, a medida que se estabilizan flujo entrante y saliente.

Lea la presión DP y mantenga una presión constante hasta que circule fuera del pozo la patada.

- Marque el indicador de DP a esta presión. Vamos a llamarla la Presión Inicial de Circulación (Initial Circulation Pressure - ICP). Esta es la presión mínima que se puede ver en el DP. - Otra buena práctica es la de marcar la posición de estrangulamiento ahora. Este es el tamaño de estrangulación necesario con este fluido, con esta tasa de flujo, con poca o ninguna expansión de gases que afecten el flujo. - Si los valores FIT / LOT valores son lo suficientemente altos, ahora usted puede agregar un factor de seguridad pequeño dosificando la estrangulación y aumentando de la presión del revestimiento por la cantidad que usted haya decidido. Espere el tiempo de demora y ubique otra marca en el medidor de DP. No quite su primera marca, que la presión mínima de circulación de la DP (ICP) para mantener la BHP balanceada. Anticípese a la estrangulación de gas saliente y use la presión del revestimiento para controlar el manómetro de la tubería de perforación de manera correcta.

SIDPP con flote Best In Class Best In Class


Peso del fluido = 9 6 - ppg Grad del Fluido . = 0.5 psi/ft . TVD = 10,000 ft MD = 10,000 ft TVD de la Zapata = ft Ann. Cap. = 0.05 bbl/ft SIDPP = psi SICP = 340 psi Ganancia de Pozo = 5 bbl 1. Marque el manómetro de CP. 2. Arranque la bomba a la menor

velocidad posible. 3. Revise la presión de CP de

manera cuidadosa, cuando se abra el flote comenzará a aumentar la CP.

4. Detenga las Bombas. 5 Reste cualquier aumento de

presión en el medidor de CP de la lectura en el medidor de DP.

460 psi - 340 psi = 120 psi

6. Determine la SIDPP.

420 psi - 720 psi = 300 psi SIDPP



Primera Circulación - Continuación

Siga manteniendo constante la presión hasta que salga todo el influjo. Si usted necesita aumentar o disminuir la presión DP, use el indicador CP al abrir o cerrar el choque y luego vuelva a monitorear el medidor de DP para controlar la BHP.

Mantenga la presión del revestimiento constante, a medida baja la velocidad de la bomba hacia abajo. Cuando baje la velocidad de la bomba hasta el punto en el cual la bomba está apenas en ejecución:

- Cierre la bomba (primero) - Finalice el cierre del choke

Elimine cualquier factor de seguridad antes de marcar el indicador de CP.

Lea las presiones. Si todo el influjo está afuera la presión debe ser casi la misma. Si las presiones de cierre son iguales pero más altas que la SIDPP original, entonces usted puede tener presión atrapada por el cierre de la estrangulación (choke) antes de que las bombas se hayan detenido. Abra el estrangulador y purgue el lodo en incrementos de ½ bbl hasta que las presiones sean las correctas. No purgar las presiones por debajo de la SIDPP original.



Gas cerca de la superficie: (por encima de la zapata) - Como se puede ver a continuación, hemos mantenido la presión DP constante mientras que se hizo circular la patada en el pozo. La ganancia de pozo se ha incrementado debido a que la expansión del gas desplazó lodo desde el pozo. - La CP ha aumentado debido a que el barro fue desplazado por el gas y la presión hidrostática en el pozo ha disminuido. (Reemplazada por la CP más alta) - La Ley de Boyle demuestra que vamos a obtener + / - 90% de nuestra expansión de gas en el 10% de la profundidad del pozo. Esto significa que el gas comenzará a expandirse rápidamente a medida que el gas se acerca a la superficie. El aumento de la expansión del gas obligará al lodo a salir del pozo a una velocidad mayor, la cual causa más contrapresión en el pozo. Esta mayor velocidad puede hacer que presión DP empiece a aumentar ligeramente, y que se abra ligeramente el estrangulador. - Si no hay aumento de la presión DP, no ajuste el estrangulador.



Gas en la superficie: - A medida que el gas comienza a salir del pozo con el choke, la CP empiezan a bajar. Esto es así porque el coeficiente de fricción del gas es mucho menor que el coeficiente de fricción de un líquido. Al mismo tiempo que estamos purgando gas mientras bombeamos, también estamos llenando el pozo con fluido y recuperando nuestros niveles de hidrostática. - Después del tiempo de demora, la presión DP empiezan a bajar. Si esperamos hasta que baje la presión DP antes de cerrar el estrangulamiento, será muy difícil mantener la BHP constante y sobrebalanceada en relación con la presión de formación. Usted debe estar preparado para reaccionar con rapidez cuando el gas llegue a la superficie. - Cuando el gas comienza a salir del pozo, no tenemos ningún lodo de vuelta al pozo. Debería empezar a bajar el nivel de pozo. - Mientras que el gas sale del pozo, usted ha estado haciendo pequeños ajustes de cierre a la estrangulación. Ahora, todo el gas está fuera y el lodo está de vuelta en el choque. El indicador de CP comenzará a aumentar rápidamente. Usted debe abrir rápidamente el estrangulador para evitar el estrés de la zapata. Si usted abre el estrangulador hasta la marca que ha colocado en el inicio, el choque estará en la posición correcta para esa velocidad de la bomba.



Salida del Gas: - Cuando todo el gas está fuera del pozo y el lodo de peso original está de vuelta en la superficie, la presión de la carcasa que circulan deben estar cerca de la SIDPP original, además de los factores de seguridad que se hayan agregado. - A medida que se continúa circulando, si usted no cambia la velocidad de la bomba o la posición del estrangulamiento, monitoree la CP de cerca. Si no hay cambio de presión y el peso del lodo es consistente con el peso del lodo original, esta es una fuerte indicación de que la totalidad del gas se encuentra fuera del pozo. Cualquier resto de gas en el pozo se expande y provoca un cambio de presión. Si existe algún indicio de que todavía hay gas en el pozo, continúe circulando. - Ajustar la presión DP de nuevo a la marca original (ICP), espere por el tiempo de demora, marque el indicador de CP y mantenga una presión constante, mientras que cierra las bombas y hace el cierre del pozo. - La lectura de cierre de los manómetros de DP y CP debería ser la misma, y esta debe ser la SIDPP original. Si el Lodo de Peso de Matar el Pozo ya está mezclado, alinee el lodo nuevo. Si el volumen de pozo es limitado, usted puede comenzar a mezclar Lodo de Peso de Matar el Pozo. No incluya ningún margen de corrida en su Peso de lodo de Matar el Pozo.

Hoja de cálculo de Vasos Comunicantes (Arranque de Bombas)



Hoja de cálculo de Vasos Comunicantes (Gas cercano a la superficie)



Curva de Presión del Revestimiento Best In Class Best In Class


La siguiente tabla muestra curvas típicas de presión de revestimiento para los diferentes volúmenes de patadas de gas utilizando el método del perforador en un fluido de perforación a base de agua.

Un influjo de agua y / petróleo no tendría ninguna expansión asociada, por lo que la presión de la carcasa se quedaría casi plana. Pueden ocurrir pequeños cambios a medida que el influjo entra a diferentes secciones del pozo.

Es crítico que reconozcamos y hagamos el cierre rápidamente para minimizar el volumen de una patada. Si la patada es de gas, esto puede crear presiones de carcasa muy altas.

Profundidad del Pozo = 8000' Tamaño del Pozo = 12-114" Tubería de Perf = 5", 19.5# Peso del Lodo. = 9.6 ppg

Estas curvas se calculan utilizando la Ley de Boyle con una sola burbuja. Las curvas de presión que se tracen pueden verse diferentes.

Manipulación del estrangulador Best In Class Best In Class


Lo que necesitamos recordar es que una manifestación de gas, que no se encuentre en solución, estará siempre migrando y expandiéndose, aún si estamos circulando. A medida que se acerca a la superficie la tasa de expansión aumenta de forma dramática. Recuerde, el 90% de la expansión ocurre en el 10% superior del agujero.

A medida que la burbuja se expande, fuerza del fluido fuera del pozo a una tasa mayor de la tasa con que estamos bombeando dentro del pozo. Si el tamaño del estrangulador no cambia, entonces la tasa de flujo aumentada cambia un aumento en la fricción en el estrangulador. Esta fricción se observa en el anular y después del lapso de tiempo, se observará sobre el medidor de la tubería de taladro. Se trata de un aumento lento y gradual, hasta que la burbuja llega cerca de la superficie. Para corregir este aumento en el medidor de la tubería de taladro y mantener constante la presión de fondo de pozo, usted necesita abrir ligeramente el estrangulador para permitir esta expansión. Recuerde, utilice el medidor CP para "medir" la cantidad de cambios de presión que desea ver en el medidor DP.

Matar un pozo de manera perfecta en el método del perforador, la tendencia en el estrangulador deben ser ajustes de apertura ligera para mantener constante la presión de la tubería de taladro durante la primera circulación. Si usted observa que frecuentemente está cerrando el estrangulador para mantener constante la presión de la tubería de taladro, usted podría tener un tubo en U roto, un washout extremadamente grande en el anular, un agujero en la sarta de trabajo, o un estrangulador con fugas. Comience a buscar otros indicadores de lo que pueda estar mal..

Utilizando la hoja de registro del método del perforador, y registrando un ajuste de cierre con un signo "-", y un ajuste de apertura con un signo "+", le permitirá el tamaño de ajuste real del estrangulador en 1/32” no es tan importante como lo que usted está haciendo con el estrangulador..

Los mejores operadores de estrangulador: - Mantiene sus manos LEJOS del estrangulador hasta que sea

necesario, no se trata de un volante de un automóvil. - Hacen un ajuste de estrangulador cuando sea necesario y luego, son

pacientes y esperan por el lapso de tiempo. - Reconocen cuando están jugando "tenis con el asa del

estrangulador" (abrir y cerrar, abrir y cerrar) y detienen los aumentos súbitos de presión que están enviando a través del pozo.

- Llevan un registro de la presión DP, de la presión de revestimiento, de la posición del estrangulador, de la ganancia de foso, de la tasa de golpeo, y del tiempo. No se quedan fijos en una sola pieza de datos.

Es por esto que se recomienda que el DSM registren los datos y supervise al operador del estrangulador. Si el DSM se convierte en operador del estrangulador, asegúrese de que los registradores de datos entienden lo que deben buscar.



Segunda circulación: (Circular lodo pesado para matar)

Calcule el peso para matar y aumente el peso del fluido a ese valor. Puede haberse hecho durante la primera circulación si el espacio de foso está disponible.

Mantenga constante la presión de revestimiento mientras lleva las bombas a velocidad de casa para matar. ESTA VELOCIDAD DEBE MANTENERSE CONSTANTE. CADA vez que usted arranque o detenga las bombas, debe utilizar el medidor CP. ¡Sin excepciones! La presión DP debe ser la misma de antes.

Mantenga constante la presión de revestimiento hasta que el volumen de la sarta de taladro haya sido bombeado. La presión DP caer a la que tenemos un lodo más pesado en la sarta de taladro. No hay necesidad de calcular esta caída de presión. Sucederá a necesidad manteniendo constante la presión de revestimiento. La presión de circulación final (FCP) se alcanza cuando el KWM llega a la broca y debe ser aproximadamente: ICP - SIDPP = FCP. (Esto no tomará en cuenta el aumento de fricción debido al aumento en el peso del lodo, pero estará cerca)

Marque la presión DP y mantenga constante esta presión hasta que los retornos de fluidos sean de peso para matar. A medida que se bombea lodo de peso para matar por el anular, la presión DP aumentará mientras la bomba intenta levantar el fluido más pesado. Serán necesarios pequeños ajustes de apertura. Cuando el fluido de peso para matar se encuentre en la superficie, el estrangulador debería estar casi totalmente abierto con casi 0 psi en el medidor CP.

Apague la bomba y cierre del pozo. La presión de revestimiento debería estar en un valor tan bajo que usted no pueda mantener la constante. Detenga las bombas completamente y luego cierre del estrangulador.

Lea las presiones, deberían ser cero. Si usted tiene cualquier presión, revise si se trata de presión atrapada a partir del cierre del estrangulador. Si los medidores DP y CP no están en 0 psi, pero tienen presiones iguales y esto se debe a sub-balance, entonces usted debe repetir el segundo paso del método del perforador con un peso de lodo más pesado.

Revise en busca de flujo a través de la línea del estrangulador. Confirmación final de que el pozo está muerto (sobre balanceado).

Habrá los preventores si el pozo está muerto. Asegúrese de que el piso está limpio antes de abrir el anular. Puede haber gas atrapado por debajo del elemento.



Comienzos del método del perforador, segunda circulación: - Alinee la bomba para lodo de peso para matar.

- Marque la CP a su presión estática.

- Lleve la bomba a la tasa seleccionada, manteniendo constante la CP.

- Continué manteniendo constante la CP a medida que bombea lodo para matar en la sarta de taladro. El medidor DP caerá de la ICP a FCP. No hay necesidad de preocuparse por calcular el ángulo del agujero, los cambios de diámetro, etc. Estamos utilizando el método del perforador y manteniendo constante en la BHP con el medidor CP y con una hidrostática constante en el anular.

- Una vez la sarta de taladro esté llena de lodo para matar y el medidor DP haya dejado de caer, marque esta nueva presión FCP y manténgala constante a medida que el lodo para matar llena el anular.

- La presión DP tenderá a aumentar a medida que la bomba levanta el fluido más pesado por el anular. Usted debe hacer pequeños ajustes de apertura en el estrangulador y mantener constante la presión DP.

- Cuando el lodo para matar se encuentre en la superficie, detenga la bomba y cierre el estrangulador.



Método del perforador completo: - Una vez se haya detenido la bomba y esté cerrado el estrangulador,

si hay cualquier presión remanente, puede estar atrapada debido a factores de seguridad más grandes, cierre inadecuado o puede ser que el lodo para matar no era lo suficientemente pesado.

- Remueva la presión atrapada -abra lentamente el estrangulador y purgue ½ bbl de lodo en el tanque de viaje y vuelva a cerrar el estrangulador. La presión debe caer mientras purga este fluido. Si la presión estaba atrapada, entonces esta nueva presión debería permanecer. Si el pozo está aún sub-balanceado, entonces la presión debería aumentar nuevamente al valor estático CP.

- Si el pozo está aún sub balanceado, calcule un nuevo lodo para matar y repita el segundo paso del método del perforador.

- Si la presión estaba atrapada, habrá el estrangulador y lleve a cabo una verificación de flujo. Si no se observa flujo, limpie el piso de la torre y abra el anular.

- En este punto usted podría considerar circular y acondicionado lodo y aumentar el peso del lodo como margen de corrida. No incluya un margen de corrida en su lodo de peso para matar original.



1. Monitoree el pozo estático mientras se prepara para circular utilizando fluido

de peso original. Registren las presiones de tubería de taladro y de revestimiento.

Bombay el flotador si es necesario.

2. Mantenga constante la presión de revestimiento mientras lleva la bomba a la

velocidad de casa para matar. ESTA VELOCIDAD DEBE MANTENERSE CONSTANTE.

3. Mantenga constante la presión de revestimiento por unos pocos minutos

mientras se estabiliza la presión DP. Lea la presión DP y mantenga la constante hasta circular la manifestación fuera del agujero.

4. Mantenga constante la presión de revestimiento mientras desacelera la

bomba. Cuando haya bajado la velocidad de la bomba al. En el que la bomba está apenas funcionando:

- Apague la bomba (primero) - Termine de cerrar el estrangulador. 5. Lea las presiones. Si todo el influjo se encuentra fuera del pozo, las

presiones deberían ser casi las mismas. 6. Calcule peso para matar y aumente el peso del fluido a ese valor. 7. Mantenga constante la presión de revestimiento mientras lleva la bomba a

velocidad de casa para matar. ESTA VELOCIDAD DEBE MANTENERSE CONSTANTE.

8. Mantenga constante la presión de revestimiento hasta que haya bombeado

el volumen de la sarta de taladro. 9. Marque la presión DP y mantenga constante esta presión hasta que los

retornos de fluido sean de peso para matar. 10. Apague la bomba y cierre el pozo. 11. Lea las presiones. Deben ser cero. 12. Revise en busca de flujo a través de la línea del estrangulador. 13. Abra los preventores si el pozo está muerto.


Capítulo 4: Comportamiento de influjos

Rev. 7 12/2010 Capítulo 4 – Comportamiento del Influjo 1

Comportamiento de influjos – Página 3

Gas en solución – Página 4 – 6

Migración de gas – Página 7

Ley de Boyles – Página 8

Expansión descontrolada de gas – Página 9, 10

Expansión No de Gas – Página 11

Comportamiento de influjo de agua/petróleo – Página 12

Manifestaciones solubles /no solubles – Página 13 – 16

Metano en solución – Página 17

CO2 – Página 18, 19

H2S – Página 20, 21


Comportamiento de influjos


Hemos aprendido que un cambio en la hidrostática en nuestro pozo se verá como un

cambio en la presión en los medidores de presión de superficie.

o Un cambio en la hidrostática es causado por un cambio en el peso del fluido, el

cual está bajo nuestro control, o un cambio en el influjo, que necesitamos

entender para ser capaces de controlarlo.

Clasificamos el influjo con base en el tipo de fluido de formación:

o Gas: Metano, H2S y CO2.

o Petróleo

o Agua salada

En realidad, el influjo puede ser una mezcla de todos los anteriores fluidos.

Muchas escuelas de control de pozos enseñan cálculos para estimar el gradiente del

influjo después de haber cerrado el pozo. Estos cálculos asumen que la ganancia del foso

es una medida exacta del volumen de la manifestación, que la capacidad anular calculada

es exacta y que la manifestación se encuentra en el fondo. Estas presunciones,

combinadas con el hecho de que no toman en cuenta la solubilidad del influjo en

diferentes fluidos, podrían llevar a un error serio.

Cualquier manifestación debe manejarse como una manifestación de gas, hasta que se

sepa que se trata de otro tipo de influjo.

o Las manifestaciones de gas son típicamente más difíciles de controlar y crean el

mayor peligro en superficie, por lo que asumir que cada manifestación es una

manifestación de gas, es lo correcto.

El tipo de fluido de perforación también afecta la forma en que se comporta el influjo. Los

gases entrarán en solución con diferentes tipos de fluidos y a diferentes concentraciones.

Un gas en solución se comportará como una manifestación de agua por el petróleo hasta

que alcanza una presión más baja, donde puede salir de la solución. Las manifestaciones

de petróleo que ya tienen gas en solución liberarán el gas a una presión más baja. Cuando

el gas sale de la solución (Punto de Burbuja), el gas se expandirá muy rápidamente, y en

algunos casos, podría descargar una porción del pozo. Se han documentado casos de

pozos que volaron los cojinetes más allá de la plataforma del mico.

Este asunto de solubilidad podría describir un gas hidrocarburo en un fluido de base

sintética o una manifestación de CO2 en un fluido de base agua. Entender cómo se

comportan estos tipos de manifestaciones es crítico para controlar su pozo

adecuadamente.

Gas en Solución


Solubilidad de gas - (físico química) Punto hasta el cual un gas se disuelve en un líquido para

producir un sistema homogéneo.

Los gases más comunes con los que nos enfrentamos en perforación son metano, CO2 y

H2S.

Cada uno de estos gases son solubles en diferentes sistemas de fluidos.

o El metano no es soluble en fluidos de base agua (0.054% vol/vol) El metano es

soluble en sistemas de fluidos OBM/SBM. Entrará en solución al contacto con el

fluido base hasta saturar el fluido. Una vez haya saturado el fluido, cualquier

influjo restante permanecerá como gas libre hasta que migre para encontrar

fluido base fresco o hasta que sea circulado por el pozo y entre en contacto con

fluido base fresco.

o El CO2 es soluble en agua (1.39% vol/vol) y causará floculación severa del fluido de

perforación y es muy corrosivo para productos de acero. En un OBM/SBM, el CO2

puede entrar en solución en la fase agua del fluido. Ya que la fase agua es un

pequeño porcentaje del volumen del fluido, la cantidad de CO2 en solución puede

no cambiar su lectura de la presión de superficie, pero puede contaminar el fluido

lo suficiente, como para que las propiedades de su fluido afecten sus presiones de

circulación.

o El H2S es soluble en agua (4.67% vol/vol), y OBM/SBM dependiendo de la presión

y temperatura. En agua, forma un ácido muy débil que es llamado a veces ácido

sulfídrico. El H2S es altamente tóxico incluso a bajas concentraciones y causa

fragilización por hidrógeno en acero de alto grado. Esta fragilización puede hacer

que la tubería o el revestimiento fallen durante un evento de control de pozo. El

H2S también contamina severamente el fluido de perforación.

Migración de Burbujas


Factores que afectan la solubilidad

Temperatura

Presión

Solubilidad de gases vs. temperatura:

La solubilidad aumenta con el aumento de la temperatura para la mayor parte de los

sólidos y líquidos.

o Es más fácil disolver azúcar en té caliente que en té helado.

La solubilidad de los gases usualmente disminuye con el aumento de la temperatura.

o El aumento en la temperatura causa un aumento en la energía cinética. La energía

cinética más alta causa un mayor movimiento en las moléculas, que rompen las

uniones intermoleculares y permiten que el gas se escape de la solución.

o El hecho de que un gas disuelto (dióxido de carbono en este caso) siempre sea

menos soluble con el aumento de la temperatura, puede verse cuando se abre

una lata de soda. Se libera mucho más gas de una lata de soda que se abre cuando

el ambiente está caliente, que cuando está frío.

Solubilidad de gases vs. presión:

Líquidos y sólidos prácticamente no exhiben un cambio en la solubilidad con el cambio en

la presión.

Los gases aumentan la solubilidad con un aumento en la presión. La ley de Henry

establece que: La solubilidad de un gas en un líquido es directamente proporcional a la

presión de ese gas sobre la superficie de la solución.

Si la presión aumenta, las moléculas del gas son "forzadas" dentro de la solución.

o Todas las bebidas carbonatadas se embotellan bajo presión para aumentar el

dióxido de carbono disuelto en la solución. Cuando se abre la botella, la presión

por encima de la solución disminuye. Como resultado, se libera CO2 de la solución

y parte del dióxido de carbono burbujea hacia afuera.



Si un influjo de gas entra en solución, en lugar de formar burbujas libres, no desplazará

tanto lodo del pozo y no producirá una ganancia de foso tan alta, ni aumentara el flujo en

comparación con un influjo que no está en solución.

o La ganancia de foso en superficie puede ser menor que el volumen real del influjo,

dependiendo de:

gravedad específica del gas

naturaleza del fluido base (aceite o agua)

temperatura y presión del fondo de pozo

tasa de circulación (concentración de gas)

Por ejemplo, una manifestación de metano de 10 bbl en un WBM puede resultar

en una ganancia de foso inicial de 3 a 8 bbl para el mismo volumen de

manifestación en un OBM / SBM.

o Segundo, si hay menos gas libre presente en el fluido de perforación, esto

cambiará la forma en que se comportará el influjo. Por ejemplo, las burbujas de

gas libre migran, y si se les permite expandirse, pueden aumentar la ganancia de

foso. Si no se les permite expandirse pueden causar un aumento en la presión. Si

el gas libre está ausente en el fluido de perforación entonces no ocurrirán esos

efectos.

Consideraciones:

La detección de manifestaciones es más difícil con gases solubles, pero estamos usando el

mismo equipo de detección de manifestaciones, de manera que no hay diferencia en los

métodos de detección. El volumen real del influjo puede ser mayor que las indicaciones en

superficie.

o Cualquier influjo causará algún aumento en volumen. El problema está en

nuestra habilidad para medir este cambio.

El gas migra en el fluido de perforación hasta que entra en solución.

El gas en solución disminuye la densidad del fluido que invade. Líquidos de diferentes

densidades pueden segregarse.

El gas en solución cambia la reología del fluido y puede mejorar el asentamiento de la

barita.

El gas migra y se expande rápidamente cuando sale de la solución.

o Las manifestaciones en solución pueden ser difíciles de reconocer. Hay ganancia,

pero nuestra capacidad para medir esa ganancia depende de totalizadores exactos

de volumen de trabajo en el foso, de buena disciplina en el foso y de alertas a

perforadores y registradores de lodos.

o El potencial para tomar un influjo que puede entrar en solución debería tratarse

en el plan del pozo, y todo el personal en el sitio debería estar entrenado acerca

de qué esperar.



Las manifestaciones de gas hidrocarburo (no en solución) en un fluido con base agua

ingresarán al pozo en forma de burbuja e inmediatamente tratarán de migrar a la

superficie.

Bien sea que el gas permanezca en forma de una burbuja única, o que se convierta en

muchas burbujas más pequeñas, dependerá de la tasa de circulación, de la permeabilidad

de la formación, del ángulo del agujero, de la reología del fluido, etc.

La tasa de migración dependerá de qué tanto gas permanezca como una sola burbuja,

cuanto se entremezcla en el fluido, el ángulo del agujero y la reología del fluido. La tasa de

migración puede cambiar a medida que el gas cambia de una sección del agujero a otra,

dentro del mismo pozo.

A medida que el gas migra, si no controlamos la expansión, el volumen de gas que llega a

la superficie será inmenso. Esto puede estimarse mediante la ley de Boyle.

No podemos controlar la migración de gas. Podemos controlar la expansión del gas. Esas

dos características del gas NO son lo mismo.

Ley de Boyles


En los años 1700, Robert Boyle investigó la relación entre el volumen de un gas seco ideal

y su presión. Boyle fijó la cantidad de gas y su temperatura durante su investigación.

Encontró que cuando manipulaba la presión, el volumen respondía en la dirección

opuesta. Por ejemplo, cuando Boyle aumentó la presión en una muestra de gas, el

volumen disminuyó.

La ley de Boyle es un método simple que se utiliza para comparar el resultado de un

cambio en volumen y presión con el estado inicial de un volumen de gas fijo. En nuestros

pozos, este cambio de volumen y presión es causado por un cambio en la profundidad

debido a la migración de gas. Los volúmenes y presiones de gas "antes" y "después" se

relacionan mediante la ecuación:

o P1V1 = P2V2

En la práctica, usamos esta ecuación para resolver para una o para las dos cantidades

“después” cuando conocemos el cambio en la otra cantidad “después”. Por ejemplo:

o P2 = (P1 x V1) / V2 o, V2 = (P1 x V1) / P2

veamos cómo funcionan estas ecuaciones cuando calculamos el nuevo volumen de gas a

medida que una burbuja migra el pozo con expansión incontrolada.

PSI

Presión

permanece igual

Presión

aumenta

Presión

disminuye

Volumen

Volumen

permanece igual

Volumen

disminuye

Volumen

aumenta

Expansión Incontrolada de Gas


Condición Inicial 2da. Condición

3ra. Condición 4a. Condición




En teoría, si una manifestación de gas de 10 bbl se toma a 10,000 pies y se le permite

migrar y expandirse (sin control), el volumen de gas sería de 3400 bbls.

En realidad, el pozo estaría sub-balanceado antes de que el gas inicial alcanzará la

superficie y toda la columna de lodo sería descargada.

Reconocer un influjo y cerrar el pozo es la responsabilidad de trabajo más importante que

tiene un perforador para protegerse a sí mismo, a su equipo, al medio ambiente y a la

torre. El DSM es responsable de comunicar esto y de garantizar que los simulacros de

cierre sean una parte regular de las operaciones de perforación.

No Expansión de Gas


Si se cierra el pozo con un influjo de gas migrando, y no se purga ningún fluido, el gas no se

expande. Si no se permite al gas que se expanda, entonces la presión del gas permanece

igual.

A medida que el gas migra, la presión de superficie, BHP y la presión en la zapata

aumentarán hasta que el pozo falle o la presión de la formación alcance la superficie.

Debemos permitir que el gas se expanda para reducir la presión, pero debemos controlar

la expansión entendiendo cómo usar el estrangulador para controlar el volumen de fluido

que se purga del pozo.

Influjo Líquido


Un influjo de petróleo casi siempre llevará alguna cantidad de gas. El influjo migrará en un

fluido de base agua y deberá permitirse que el gas se expanda bajo nuestro control. El

contenido de petróleo no se expandirá ni cambiará la hidrostática, de manera que el

cambio en la presión de superficie no será tanto como sería en un influjo con el mismo

volumen de gas únicamente.

Un influjo de agua no se expandirá. Podrá migrar en pozos desviados con altos pesos de

lodo, pero tenderá a mezclarse con el fluido en el pozo hasta convertirse en un "punto

claro" en el lodo. Un influjo de agua suficiente puede reducir el peso del lodo tanto como

para permitir que la formación continúe fluyendo. Un flujo fuerte de agua salada

contaminará la mayor parte de los sistemas de lodo y dificultará un control exacto del

pozo debido a las malas propiedades del lodo.

Un influjo de gas que entra en solución con el fluido de perforación reaccionará como una

manifestación líquida hasta que el influjo se encuentre cerca de la superficie y salga de la

solución. En este momento tratará de expandirse rápidamente.

Si usted está circulando utilizando el método del perforador y la CP no aumenta, no asuma

que tiene alguna cantidad de circulación perdida debido a un tubo en U roto. Revise el

tubo en U. Haga un pequeño cambio de presión en el medidor CP y espere por el tiempo

transcurrido. Si la presión DP cambia en la misma cantidad de presión, entonces el tubo en

U está intacto.

Manifestación vs. Manifestación

Influjo Inicial


Para hacer una comparación entre las características circulantes de un influjo de gas de

"burbuja sencilla" y el mismo volumen de influjo de gas que es altamente soluble,

mostraremos dos pozos. Ambos pozos siguen la misma profundidad, 10,000 pies TVD, con

fluido de 10 ppg y tienen el mismo ángulo de agujero y la misma geometría de agujero.

Veremos una manifestación de gas que no ha entrado en solución, Pozo A, y una

manifestación de gas que ha entrado completamente en solución, Pozo B.

o No se calcularon los volúmenes y presiones. Están únicamente con propósitos de

representación. La cantidad de solubilidad, la densidad de la solución, el punto en

el cual el gas sale de la solución y el volumen de gas resultante en superficie

dependerán de la presión, de la temperatura, del tipo de fluido, de la densidad del

fluido, de la reología del fluido, del tipo de gas, de la densidad del gas, etc. Es muy

difícil predecir con alguna exactitud.

Con un influjo de gas soluble, la capacidad para VER un aumento en el flujo o un aumento

en el volumen del foso, dependerá de la atención de los perforadores y de la exactitud del

sistema circulante. En ambos pozos tenemos un influjo de gas de 10 bbl.


Al Cierre


Pozo A –

o Habrá una diferencia mayor entre los medidores DP y CP. La diferencia

hidrostática entre 10 bbls de gas a 0.1 psi/pie y 10 bbls de lodo a 0.52 psi/pie es de

40 psi.

o Si el pozo está estático por un periodo de tiempo, usted verá que el medidor DP y

CP aumenta, a medida que la burbuja comienza a migrar hacia arriba en el pozo.

Pozo B –

o Los 10 bbl de gas se han convertido en 4 bbl de una solución que es menos que 10

bbl, pero más que la densidad del gas. En este ejemplo, la diferencia hidrostática

del 10 psi.

o El influjo ya no es gas, es un líquido que puede tratar de migrar, ya que su

densidad es más baja. Si haya algún gas libre, entrará en solución al contacto con

un fluido base fresco. Las indicaciones de superficie se verían como las de una

manifestación de agua.


En el punto medio


Pozo A –

o A medida que se circula el pozo, usando el método del perforador, se permite al

gas que se expanda. Esto causa un aumento en el volumen del foso y un aumento

en el medidor CP. El estrangulador normalmente requerirá ligeros ajustes de

apertura para mantener la presión DP a la presión de circulación correcta.

Pozo B –

o A medida que se circula el pozo, usando el método del perforador, la solución no

se expande. No hay incremento en el volumen del foso. Las indicaciones de

superficie se verían como en una manifestación de agua.


Cerca de la Superficie


Pozo A –

o La burbuja ha seguido expandiéndose y desplazando lodo del pozo. A medida que

la burbuja se acerca a la superficie, la tasa de expansión aumentará y la tasa de

aumento en la CP es una señal de que el gas se encuentra cerca de la superficie.

¡Alístese con el estrangulador! Ya que el gas libre continuará migrando, aún

mientras se circula, la parte superior del gas alcanzará el estrangulador mucho

antes que con un influjo en solución.

Pozo B -

o En algún punto en el pozo, en el punto de burbuja, el influjo comenzará a salir de

la solución debido a la presión más baja, e intentará expandirse rápidamente. Ya

que el estrangulador está restringiendo esta expansión, la presión DP mostrará un

aumento. Abrir el estrangulador permite que más de la solución se convierta en

gas y comience otro ciclo. Aquí es donde mantener una BPH correcta se hace muy

difícil. Entre más lenta sea la tasa de circulación, más fácil es.

o Si la presión de superficie es lo suficientemente alta como para mantener el influjo

en solución hasta después de que haya pasado el estrangulador, entonces la

operación del estrangulador es simple, pero el separador lodo/gas tendrá que ser

capaz de manipular la tasa de flujo inicial de gas.

Gas Metano en Solución


Los hidrocarburos están compuestos únicamente de hidrógeno y carbono. Los átomos de

carbono se unen en cadenas de diferentes longitudes. A medida que las cadenas se hacen

más largas, son más pesadas.

Moléculas de hidrocarburos de diferentes longitudes tienen propiedades y

comportamientos diferentes. Por ejemplo, una cadena con un solo átomo de carbono en

ella (CH4) es la cadena más ligera, conocida como metano. El metano es más ligero que el

aire y se elevará si se expone a la atmósfera.

La proporción gas - petróleo (GOR) es una medida de la cantidad de gas que está mezclada

con un volumen de petróleo dado. Entre más alto el GOR, más profundamente en el pozo

comenzará a aparecer el gas.

o Asumiendo que el gas sea insoluble en agua, a medida que la cantidad de

salmuera o agua y emulsificantes aumenta, la solubilidad del gas en el sistema de

lodos disminuye.

o A medida que aumenta la temperatura, la solubilidad del gas disminuye.

o A medida que aumenta la gravedad específica, la solubilidad del gas disminuye.

o A medida que aumenta la presión, la solubilidad del gas aumenta.

o A presiones lo suficientemente altas, el gas se convierte en líquido y no es soluble.

Si no se reconoce el influjo y el pozo se circula con el BOP abierto, el gas es capaz de salir

de la solución rápidamente. Esto puede resultar en lodo siendo empujado por encima de

los cojinetes.

o Si se está circulando el pozo a través de un estrangulador totalmente abierto, con

el BOP cerrado, la contraprestación ayuda a mantener al gas en solución y protege

al pozo y a sus equipos.

o En cualquier momento en que usted sospeche que ha tomado un influjo de gas

soluble, o que es posible que usted haya tomado un influjo de gas soluble, circule

el pozo con los últimos 2000 pies circulados a través de un estrangulador

totalmente abierto.

CO2


El dióxido de carbono es un gas incoloro que, cuando se inhala a altas concentraciones,

produce un sabor amargo en la boca y una sensación de picazón en la nariz y la garganta.

Estos efectos son el resultado del gas que se disuelve en la membrana mucosa y la saliva,

formando una solución débil de ácido carbónico.

Cuando se inhala en altas concentraciones (más del 5% en volumen), es inmediatamente

peligroso para la vida y la salud de seres humanos y otros animales. El valor actual del

umbral límite (TLV) o máximo nivel que se considera seguro para adultos sanos para un día

de ocho horas es 0.5% (5000 ppm). El CO2 es más pesado que el aire y se asienta en

lugares bajos sin ventilación adecuada. El CO2 se utiliza ahora en la mayoría de los

sistemas supresores de incendios para desplazar el oxígeno y asfixiar cualquier llama. Esta

asfixia aplica también para el personal expuesto a altas concentraciones deCO2.

El CO2 es altamente corrosivo y puede causar floculación severa en lodos de base de agua.

Es también altamente dañino para la torre, la tubería, el revestimiento, etc. Asegúrese de

mantener programas adecuados de mantenimiento e inspección.

El dióxido de carbono es soluble en agua. La solubilidad del CO2 aumenta con el aumento

del pH.

Inundación de CO2


Trabajar en pozos con áreas de inundación de CO2 ha llevado también a situaciones

complicadas de control del pozo. La mayor parte de esas complicaciones se deben a los

efectos de la presión en el agujero del pozo y de la temperatura sobre el CO2.

Una inundación de CO2 típica inyecta alternativamente CO2 y agua dentro del yacimiento.

Los cambios de fase del CO2 que ocurren complican las técnicas para matar el pozo.

Calcular la densidad de peso de matar requerido es complicado si parte del fluido en el

pozo está en la fase gaseosa y parte está en la fase líquida. En algunas áreas han

solucionado esto presionando un peso de fluido conocido por el pozo y registrando una

presión estática de superficie.

Después de varias horas puede observarse una presión de superficie más alta, indicando la

necesidad de un fluido de completamiento/Workover más pesado. Este fenómeno se debe

principalmente a los efectos de la temperatura sobre el CO2. Aunque se había matado el

pozo inicialmente, aún existe un banco de CO2 cerca del agujero del pozo. Cuando se

detiene la circulación, aumenta gradualmente la temperatura de este banco de CO2,

expandiendo el CO2 y aumentando la presión. En áreas de baja permeabilidad, la

expansión localizada puede atrapar presión cerca del agujero del pozo que indica la

necesidad de fluidos de mayor peso. En el tiempo, esta presión atrapada se disipará

eventualmente dentro de una formación de baja permeabilidad.

Los problemas de control de pozo asociados con un banco de CO2 cerca del agujero del

pozo se han eliminado con éxito en la mayoría de los casos mediante lo siguiente:

o Poniendo el pozo en un ciclo de inundación de agua antes del comienzo de las

operaciones de workover.

o Dejando el pozo cerrado por un periodo largo de tiempo, para permitir que se

disipe la presión atrapada.

o Fluyendo nuevamente el pozo y produciendo tanto CO2 como sea posible.

La solubilidad del gas CO2 en agua es una función de la presión y la temperatura.

Condiciones de pozo típicas llevarán a cantidades significativas de CO2 entrando en

solución en presencia de agua. El gas CO2 en solución, junto con el CO2 en la fase líquida,

pueden llevar a una rápida pérdida de presión hidrostática en el pozo cuando el gas

alcanza el punto de burbuja cerca de la superficie mientras se circula la manifestación.

Esta rápida pérdida de presión hidrostática tendrá que contrarrestarse mediante un

aumento rápido en la presión de superficie y debe anticiparse cuando se circula la

manifestación. El efecto de flash también puede hacer que un volumen grande de CO2

circule hacia abajo del estrangulador. Un tamaño adecuado de equipo de manipulación de

gas en superficie es crítico en los pozos de CO2.

Sulfuro de Hidrógeno (H2S)


La exposición a bajas concentraciones puede dar como resultado irritación ocular,

irritación de garganta y tos, falta de aliento y fluido en los pulmones (edema pulmonar).

Estos síntomas usualmente desaparecen en unas pocas semanas. La exposición a largo

plazo, de bajo nivel, puede dar como resultado fatiga, pérdida de apetito, dolores de

cabeza, irritabilidad, mala memoria, y mareo. Concentraciones mayores de 700 ppm

tienden a ser fatales.

Concentración en partes por millón:

0.003 - 0.02 Umbral de olor.

10 ppm Límite permitido de exposición para una exposición de ocho horas; olor obvio y desagradable .15 límite para exposición promedia por 15 minutos durante exposición continua por ocho horas.

100 ppm Anula el sentido del olfato en 3 – 15 minutos, puede causar ardor en los ojos y en la garganta. Peligro inmediato para la vida y la salud.

200 ppm Mata rápidamente el sentido del olfato. Ardor en los ojos y en la garganta.

500 ppm Ataca el centro respiratorio en el cerebro causando pérdida de conciencia en 15 minutos, mareo; requiere respiración artificial

700 ppm Pérdida rápida de la conciencia. Puede ser fatal sin un rescate pronto

1000 ppm Inconsciencia inmediata y muerte en minutos si no hay un rescate pronto.

El edema pulmonar puede ser causado por un daño directo al pulmón, como el daño

causado por gas venenoso o infección severa. El edema pulmonar es una acumulación

anormal de fluido en los pulmones, que lleva a la inflamación.

Sulfuro de Hidrógeno (H2S)


El H2S es un 18% más pesado que el aire y puede viajar alguna distancia cerca del suelo y

puede acumularse en áreas bajas. El rango explosivo del H2S es extremadamente amplio,

de 4.3% a 46% en volumen. La temperatura de autoignición del H2S es de 500°F.

Cuando se perfora en un ambiente de H2S, se recomienda correr el fluido de perforación

con un pH superior a 10 e incluir un secuestrador de H2S en el fluido.

Algunas preocupaciones operacionales con H2S:

o Ampollas de hidrógeno - Las ampollas de hidrógeno son un problema

principalmente en ambientes ácidos. Frecuentemente no causan una falla

quebradiza, pero pueden producir roturas o fugas.

o Fragilización de hidrógeno - Este tipo de falla inducida por hidrógeno se produce

cuando los átomos de hidrógeno ingresan en aceros de alta resistencia. Las fallas

debidas a la fragilización de hidrógeno normalmente tienen un periodo en el cual

no se observa daño, que se llama de incubación, seguido de una falla catastrófica

súbita.

Quemar H2S no solucionar su problema. Quemar H2S crea SO2. El SO2 es 22% más pesado

que el aire.

o El SO2 es un gas incoloro con un olor agudo e irritante. Es tóxico para los humanos

y concentraciones tan bajas como 8 ppm producirán tos. El SO2 puede oxidarse a

trióxido de azufre, que en presencia de vapor de agua se transforma rápidamente

en una niebla de ácido sulfúrico, que es el principal componente de la lluvia ácida.

El dióxido de azufre puede unirse a partículas que, si se inhalan, pueden causar

efectos más serios.

En cualquier momento en que usted se encuentre trabajando alrededor de esos gases, su

operación debe tener planes de contingencia disciplinados, áreas seguras para protegerse,

entrenamiento adecuado y monitoreo continuo.

o Remítase al lineamiento OOGC HES 60.400.203.

Capítulo 5: Otros métodos de control de pozo

Rev. 7 12/2010 Capítulo 5 – Otros Métodos de Control de Pozo 1

Método de esperar y pesar – Página 3

Comparación de presión – Página 4

Programa de reducción – Página 5, 6

Programas de caída de presión – Página 7, 8

Procedimientos W&W – Página 9

Tamaño de manifestación – Página 10

Método volumétrico – Página 11 – 19

Procedimientos volumétrico – Página 20

Decapado volumétrico – Página 23 – 29

Compresión de gas – Página 30

Métodos de lubricar y purgar – Página 31 – 35

Procedimiento de lubricar y purgar – Página 36

Bullheading – Página 37 – 39


Método de Esperar y Pesar


El método W&W es también un método de Presión Constante de Fondo de Pozo (CBHP).

Involucra un mínimo de una circulación para matar el pozo. Después de obtener presiones

estáticas estabilizadas, usted calcula lodo KW y comienza a pesar el sistema activo.

Mientras pesa, un influjo de gas puede estar migrando y esto podría requerir que usted

utilice el Método Volumétrico de control de pozos hasta que esté listo para circular (la

parte de Esperar). Después de matar el pozo usted necesitaría circular y acondicionar el

fluido.

El método W&W requiere tasas registradas de bombeo lento y programas de bombeo

calculado. Si su pozo es altamente desviado, o si tiene múltiples tamaños de tubería,

requiere de complejas hojas de matar pozo para mantener una BHP exacta.

Si hay un flotador en la sarta de taladro, usted debe bombear el flotador para obtener

SIDPP y luego cerrar el pozo mientras mezcla el lodo KW.

Con el método W&W, ambos lados del tubo en U tienen una hidrostática cambiante. Ya

que el volumen de la sarta de taladro es menor que el volumen del anular (en la mayoría

de los casos) y que la capacidad de la tubería es un valor exacto, calcularemos el cambio

hidrostático en la sarta de taladro a medida que bombeamos lodo KW y creamos un

programa de reducción de presión DP que tenga en cuenta el cambio hidrostático.

La ventaja del método W&W ocurrirá si su lodo KW alcanzó la porción vertical del anular

mientras una manifestación de gas se encontraba aún en la sección del agujero abierto

por debajo de la zapata de revestimiento. La hidrostática adicional del fluido pesado

permitirá una CP de superficie menor y una menor presión en la zapata de revestimiento.

Comparación de Curca de Presión


Comparaciones originales mostraron la diferencia de presión entre la curva negra del

Método del Perforador y la curva azul del Método W&W. Pudo sentirse que las presiones

de revestimiento más bajas eran una ventaja en la protección de la zapata. La curva W&W

original no tomó en cuenta la porción de Esperar de manera que pareció ser una ventaja

sustancial.

Una vez se ajustó el perfil de presión verdadero para el aumento de presión debido a la

migración de gas, la diferencia de presión no fueron tan sustanciales.

Ahora, otros factores, tales como tiempo, complejidad, exactitud, etc., comienzan a tener

influencia sobre el método que se prefiere.

Programa de Reducción


Información dada:

SIDPP = 260 psi SICP = 350 psi MW = 10 ppg

Presión de Circulación Lenta (SCP) a 40 spm = 300 psi

TVD/MD = 10,000 pies DP = 9500 pies de 5” DP DC = 500’ de 6.25”

Golpes de la superficie a la broca = 1615 golpes

Lodo de peso para matar = 10.5 ppg

ICP = SIDPP + SCP; ICP = 260 psi + 300 psi = 560 psi

FCP = SCP x (KWM / OMW); FCP = 300 psi x (10.5 ppg / 10 ppg) = 315 psi

Yo calcularía el número de golpes requeridos para llenar la sarta del taladro con KWM y

dividiría por el número de puntos de observación que elegí, para monitorear el progreso

del llenado de la sarta del taladro.

Para completar una hoja de matar W&W, calcularía la presión circulante inicial a 40 spm y

la presión circulante final con KWM en la broca. La diferencia en esas presiones dividida

por el mismo número del punto de observación que elegí arriba. Esto me dará la caída de

presión por incremento.

Incremento de golpes = golpes hasta la broca / (?) = Incremento de 100 golpes

1615 golpes / 16 = 100 golpes

(ICP - FCP) / 16 = caída de presión por 100 golpes bombeados

(560 psi – 315 psi) / 16 = 15 psi de caída de presión por 100 golpes bombeados

Mientras bombeo el KWM por la sarta de taladro, aumentaré

la hidrostática. Por cada 100 golpes que bombeo, la

hidrostática aumenta en 15 psi, de manera que el medidor DP

debe reducirse en 15 psi/100 golpes para mantener

constante la BHP.

En el anular, el influjo se bombea hacia arriba por el agujero y

si el gas se expande hará subir la CP. Ninguno de los lados del

tubo en U tiene una hidrostática constante.

Programa de Reducción


Método W&W - Una vez se llevan las bombas a 40 spm, manteniendo constante la CP,

usted verificará que la ICP iguale la presión DP en el medidor. Si las presiones son

diferentes, vuelva a calcular el programa de reducción. Si son iguales, ajuste el

estrangulador para seguir el programa.

Método del perforador - El anular está limpio, la hidrostática no está cambiando. Lleve las

bombas hasta 40 spm, manteniendo constante la CP y continúe la manteniendo constante

hasta que el KWM esté en la broca.

Mientras llena la sarta de taladro con KWM, la presión DP en cualquier punto sería la

misma en ambos métodos, si la BHP se mantuviera constante.

FCP - Usted calculó el KWM con base en la SIDPP de 260 psi. El KWM debería "matar" esa

cantidad de presión. Para "estimar" la FCP para el método del perforador, usted restaría la

SODPP de la ICP inicial esperaría que la FCP fuera ligeramente mayor, debido a una

presión de fricción de circulación más alta.

Programa de caída de presión para pozos desviados


Programa de caída de presión para pozos desviados

Para ser exacto, usted necesita compensar por el aumento de fricción de una densidad de

fluido más pesado.

Para ser exacto usted necesita compensar por un cambio en el ID en la sarta de taladro a

medida que el KWM ingresa en la sarta cónica o en el BHA.

Para ser exacto usted necesita tomar en cuenta la porción del agujero que no es vertical.

Si usted no calcula un programa de caída de presión corregida, podría apegarse a mucho

sobre balance y romper la zapata de revestimiento.

Programas de presión complicados


Muchos de los pozos que perfora Oxy son altamente desviados, son pozos extendidos con

sartas cónicas. Calcular un programa de reducción exacto requeriría hojas de cálculo

detalladas.

Dependiendo del pozo, del tipo de influjo, de la tasa de migración en la reología de su

fluido particular y de la capacidad de mezcla de las torres, puede no haber ventaja con

este método para disminuir la presión en la zapata de revestimiento. Por esta razón,

recomendamos utilizar el método del perforador.

Cuando se usa el método del perforador, la presión de revestimiento en superficie será

mayor. Es asegúrese de que el separador lodo/gas es del tamaño correcto.

PPoozzoo tteeóórriiccoo vveerrttiiccaall ccoonn uunn ttaammaaññoo ddee ttuubbeerrííaa..

PPoozzoo ddeessvviiaaddoo ccoonn ddeessvviiaacciióónn ccoonnssttaannttee yy uunn ssoolloo ttaammaaññoo ddee ttuubbeerrííaa..

DDeessvviiaaddoo eenn ““SS”” aall oobbjjeettiivvoo ccoonn uunn ttaammaaññoo ddee ttuubbeerrííaa..

HHoorriizzoonnttaall ccoonn uunn ttaammaaññoo ddee ttuubbeerrííaa..

PPoozzoo ddeessvviiaaddoo ccoonn ddeessvviiaacciióónn ccoonnssttaannttee yy ddooss ttaammaaññooss ddee ttuubbeerrííaa..

Procedimientos de esperar y pesar


1. Monitoree la presión estática mientras se prepara para comenzar a circular utilizando

fluido de peso original. Registre las presiones de tubería de taladro y de revestimiento.

Bombee el flotador si es necesario, para obtener la SIDPP.

2. Calcule y mezcle el lodo del peso para matar requerido. Mientras espera, mantenga

constante la BHP utilizando del método volumétrico, si es necesario.

3. Calcule la presión de circulación final (FCP) y el programa correcto de reducción de

presión.

4. Calcule los golpes necesarios para bombear KWM desde el foso al piso de la torre.

(Capacidad de línea de superficie). Alinee para bombear KWM. Ponga en ceros el contador

de golpes.

5. Mantenga constante la presión de revestimiento mientras lleva la bomba a la velocidad de

la tasa para matar. ESTA VELOCIDAD SE MANTENDRÁ CONSTANTE.

6. Continúe manteniendo constante la presión de revestimiento hasta haber bombeado el

volumen de la línea de superficie. Reinicie el contador de golpes.

7. Si la lectura del medidor DP iguala la ICP calculada, siga el programa de reducción. Si el

medidor DP no iguala la ICP calculada, ajuste el programa de reducción según sea

necesario y siga el nuevo programa.

8. Una vez que el KWM llegue a la broca, marque la presión DP y mantenga constante de

esta presión hasta que el fluido que regrese sea de peso para matar.

9. Apague la bomba y cierre el pozo. Lea las presiones. (Deben ser cero). Verifique en busca

de flujo a través de la línea del estrangulador.

10. Abra los preventores si el pozo está muerto.

BHP = HID + MEDIDOR


Sarta de Trabajo

Presión de superficie

-

Fricción

+

Hidrostática

= BHP

Anular

Presión de superficie

+

Fricción

+

Hidrostática

= BHP

Peso de fluido = 9.6 ppg

Grad. Fluido = 0.5 psi/pie

TVD = 10,000 pies

MD = 10,000 pies

Zapata TVD = _______ pies

Cap Anu. = 0.05 bbl/pie

SIDPP = 300 psi

SICP = 340 psi

Ganancia de foso = 5 bbl

Hid = 0.5 psi/pie x 10,000 pies

= 5000 pies

300 DP medidor

+5000 Hid

BHP = 5300 psi

Respuestas:

1. Una manifestación mayor crearía una pérdida

hidrostática mayor en el anular, por lo tanto

CP aumentaría. La DP se mantendría igual

2. El agua salada es más pesada que el gas, por lo

que la pérdida hidrostática total en el anular

sería menor. La CP sería menor con una

manifestación de SW.

3. Una manifestación de 5 bbl en un agujero más

pequeño causaría una gran pérdida

hidrostática en el anular. La CP sería mayor.

Hid = 0.5 psi/pie x (10,000 pies – 100 pies)

= 4950 pies

4950 psi hid lodo

+10 psi hid gas

Hid = 4960 psi

BHP = 5300 psi (usando tubo en U)

Hid = -4960

Superficie = 340 psi Medidor CP

El pozo está cerrado:

1. ¿Si la manifestación fuera de mayor

tamaño cambiarían la DP y la CP?

2. ¿Si la manifestación fuera de agua

salada cambiarían la DP y la CP?

3. Si el tamaño del agujero fuera más

pequeño, cambiarían la DP y la CP?

Método Volumétrico


El método volumétrico solamente se utiliza cuando tenemos una manifestación de gas que

migra y que está aumentando nuestra CP y que no podemos circular, o cuando

circulándola, no podemos controlar la BHP.

Si la broca se encuentra sobre el fondo, o cerca de éste y no podemos circular, usaremos

el método volumétrico hasta que seamos capaces de circular y luego pasaremos al

método del perforador.

Si estamos fuera del fondo, con una manifestación de gas migrando por debajo de la

broca, el método del perforador no controlará la expansión de gas ni la BHP.

A medida que el gas migra y no se le permite expandirse, aumenta la presión DP, la

presión del revestimiento, la presión en la zapata y la BHP. Debemos purgar del pozo y

permitir que la burbuja se expanda.

Este es un proceso largo que requiere una medición exacta del lodo purgado del pozo y un

control muy cuidadoso del estrangulador. Por esta razón el recomendamos que utilice el

tanque de corrida para medir los retornos de lodo y el estrangulador manual para

controlar la purga.

Tenga paciencia, no trate de hacerle trampa al proceso para acelerar las cosas.

Método Volumétrico


En cualquier momento en que la manifestación de gas se encuentre por debajo de la

broca, SIDPP será igual a SICP.

Debido a que el gas se encuentra por debajo de la broca no tenemos una columna

hidrostática continua que podamos usar para calcular la BHP.

Lo que sí sabemos, es que una vez las presiones se han estabilizado, nuestra hidrostática +

presión de superficie igualan a la BHP.

Si entendemos este balance, entonces podemos intercambiar aumento en la presión de

superficie por disminución en la hidrostática.

Vamos a dejar que el gas migre y aumente la presión de revestimiento de superficie. Esto

aumentará la BHP y la presión en la zapata. Mire su último FIT/LOT y determine cuánto

aumento de presión es seguro utilizar. (En mi ejemplo utilizaremos 100 psi).

Utilice este aumento de presión y conviértalo a columna de presión hidrostática en el

pozo.

o Aumento de presión psi / gradiente de fluido psi/pie = pies de fluido

o 100 psi / 0.5 psi/pie = 200 pies de fluido de fluido.

Ahora, necesitamos saber cuántos barriles en mi anular son iguales a estos 200 pies. Ya

que estamos purgando fluido desde la parte superior del pozo, utilizaremos esa capacidad

anular para calcular.

o Pies de fluido pies x capacidad anular bbl/pie = barriles a purgar

o 200 pies x 0.05 bbl/pie = 10 barriles a purgar.

Purgando los 10 bbl de fluido hemos reducido la hidrostática en el pozo en 100 psi. Esto

disminuye nuevamente la BPH a la BHP estabilizada original.

Método Volumétrico (Estática)


Comenzamos monitoreando nuestras presiones estáticas y determinando cuántos de esos

parámetros se han estabilizado. Las 100 dpi determinadas fueron un rango de trabajo

seguro con base en el último FIT/LOT.

Se convirtieron las 100 psi a una hidrostática y se determinó que una purga de fluido de 10

bbls de fluido por cada 100 psi de aumento estabilizaría la BHP nuevamente en su presión

estabilizada original.

Alinear para purgar lodo a través del separador lodo/gas al tanque de corrida. (Asegúrese

de que el separador está lleno y que cualquier fluido purgado desde el pozo se va a ver en

el tanque de corrida).

Método Volumétrico (Aumento de Presión)


El estrangulador está cerrado.

Dejamos que el gas migre y que aumente la presión de revestimiento de superficie. Esto

aumentará la BHP y la presión en la zapata. Mire su último FIT/LOT y determine cuánto

aumento de presión es seguro utilizar. (En mi ejemplo utilizaremos 100 psi).


o 100 psi /0.5 psi/pie = 200 pies de fluido

Método Volumétrico Primera Purga de Presión


Una vez haya aumentado la SICP, se purga fluido del pozo.

Determinamos que 10 bbl de fluido (psi hidrostática) equivale a los 100 psi.

o Pies de fluido pies x capacidad anular bbl/pie barriles a purgar

o 200 pies x 0.05 bbl/pie 10 barriles a purgar

Purgando los 10 bbl de fluido, permitimos que el gas se expanda y hemos reducido la

hidrostática en el pozo en 100 psi lo que reduce la BHP nuevamente a la BHP estabilizada

original.

Si abrimos demasiado el estrangulador y permitimos que la CP caiga por debajo de 400

psi, permitiremos que ingrese mas gas al pozo y haga que todo sea más complicado.

Debemos mantener constante la presión de revestimiento durante la purga.

Recomendamos utilizar el estrangulador manual para un mejor control y.

Método Volumétrico Purga de Fluido


Cuando pongamos fluido no estamos realmente purgando 200 pies de hidrostática fuera

del pozo. Estamos purgando 10 bbls de volumen, permitiendo que el gas se expanda 10

bbls. Pero, ¿qué cambio ocurrió realmente en el gas?

El método que utiliza Oxy para calcular barriles de fluido a purgar tiene un Factor de

Seguridad integrado. El cálculo utiliza la Capacidad Anular en la parte superior del agujero.

Conocemos las dimensiones exactas del ID del revestimiento y el OD de la tubería de

taladro. No sabemos dónde se encuentra el gas, ni qué volumen anular ocupa.

Si calculamos el aumento real en la altura del gas cuando purgamos; (si el gas está en el

agujero abierto de 8 ½” por debajo de la broca)

o 10 bbl / (ID2 / 1029.4) =

o 10 bbl / (8.5 2 depulg / 1029.4) =

o 10 bbl / 0.07 bbl/pie = 143 pies de cambio hidrostático

Calculando un cambio de 200’, pero creando realmente un cambio de 143’ estamos

ligeramente sobre balanceados:

o 200 pies – 143 pies = 57 pies

o 57 pies x 0.5 psi/pie = 28 psi de sobre balance para esta primera purga.

En cualquier momento en que aumente la altura de la burbuja menos de lo que

calculamos, ganaremos un ligero sobre balance. Cuando el gas está dentro del

revestimiento x el anular de la tubería de taladro, la altura de la burbuja aumentará por la

altura calculada. No es necesario añadir otro Factor de Seguridad, a menos que la zapata

de revestimiento pueda resistir esta presión añadida.

Método Volumétrico Segundo Aumento de Presión


Una vez se hayan purgado los 10 bbls y se haya cerrado el estrangulador, observe el

medidor CP y permita que el gas continúe migrando y aumente la CP otras 100 psi.

Para este momento, el tanque de corrida debe haberse drenado y debe estar listo para

comenzar una nueva purga de fluido.

Método Volumétrico Segunda purga de fluido


Recuerde mantener constante la presión de revestimiento a la nueva presión durante la

purga.

Este ciclo de aumento de presión / purga de fluido continuará hasta que usted observe gas

en el estrangulador. El pozo estará cerrado y el método volumétrico estará completo.

Este método está diseñado para controlar únicamente migración de gas. Una vez

estabilizada la CP, usted no puede purgar el gas del pozo sin entrar en sub- balance y

comenzar con otro influjo de gas.

Método Volumétrico Gas en Superficie


Una vez esté completo el método volumétrico, el gas estará en la superficie. La presión CP

y DP debería dejar de aumentar. Si el gas quedó confinado o se dispersó a través del

fluido, entonces la CP podría continuar elevándose con la parte superior del gas ya en el

estrangulador.

En este caso usted dejaría aumentar la presión de revestimiento por la cantidad que usted

ya seleccionó (100 psi) desde 700 psi a 800 psi, y luego purgaría la presión de

revestimiento nuevamente a 700 psi, de manera lenta. Esto solamente funciona si no se

está purgando fluido del pozo. Nunca purgue fluido y disminuya la CP al mismo tiempo en

el método volumétrico.

Esté siempre pendiente del balance entre hidrostática y presión de superficie.

Para remover el gas y llenar el agujero con lodo, remítase al método Lubricar y Purgar.

Procedimientos Volumétricos


1. Monitoree la SICP permitiendo que aumente aproximadamente 100 psi por encima de la

presión estática original para un sobre balance. (Siempre remítase al último LOT/FIT antes

de elegir este valor).

2. Calcule el volumen de lodo (bbl) requerido para igualar 100 psi de hidrostática en el

agujero del pozo. La capacidad anular será la capacidad de la tubería de taladro por el

revestimiento en la superficie.

a. Barriles a purgar por 100 psi: Método Volumétrico

(100 psi / Gradiente Lodo psi/pie) x Capacidad Anular bbl/pie.

3. Si no hay tubería en el agujero:

a. Barriles a purgar por 100 psi: Método Volumétrico

(100 psi / Gradiente Lodo psi/pie) x Capacidad de revestimiento bbl/pie.

4. Abra cuidadosamente el estrangulador y purgue lodo al tanque de corrida mientras

mantiene constante la presión de revestimiento, hasta purgar la cantidad de lodo

calculado en el tanque de corrida o en otro tanque calibrado. En cualquier momento la CP

cae por debajo de la presión a la cual usted comenzó la purga - inmediatamente cierre el

estrangulador y permita que la burbuja migre y vuelva a establecer la presión de

revestimiento.

5. Lleve un registro de tiempo, presiones y volúmenes.

6. Réplica de esta secuencia de permitir aumentos en la presión de revestimiento y luego

purgar un volumen calculado hasta que el influjo llegue a la superficie.

7. Una vez el gas se encuentra en la superficie, deje de purgar lodo del pozo.

8. Si la CP continúa aumentando (el influjo de gas que se ha detenido) permítale a aumentar

las mismas 100 psi y luego purgue la CP nuevamente en la misma cantidad. NUNCA purgue

lodo y disminuya la CP al mismo tiempo.

Método Volumétrico Manifestación Pequeña


Si trazamos la presión de revestimiento durante los ciclos de aumento de presión / purga

de fluido y las comparamos contra la curva de presión del método del perforador,

podemos ver que mantienen constante la BHP dentro de la cantidad de presión que

elegimos con base en nuestro FIT/LOT.

El número de ciclos y el tiempo de purga será diferente en cada pozo. En este ejemplo,

con una manifestación de 10 bbl, después de purgar 10 barriles, la manifestación se ha

expandido y ha migrado más de la mitad de la distancia hasta la superficie. Esto es una

función de la ley de Boyles.

Método Volumétrico Manifestación Grande


En este ejemplo, con una manifestación grande, hay más ciclos de purga con un tiempo

mucho más pequeño durante la purga.

De nuevo, se demuestra la importancia de reconocer el influjo y de cerrarlo rápidamente.

Movimiento de tubería bajo presión


El movimiento de tubería implica mover tubería dentro o fuera de un pozo bajo presión y

bajo su propio peso. A medida que se mueve tubería en un pozo cerrado, atrapa presión

en el pozo, aumentando la presión en el fondo, en el revestimiento y aumentando las

presiones del agujero del pozo. Para controlar esto, utilizamos el método volumétrico de

control de pozo para mantener una BHP constante mientras movemos la tubería.

Típicamente, las operaciones de movimiento de tubería bajo presión ocurren durante las

corridas, cuando se descubre que el pozo está fluyendo con la tubería fuera del fondo. La

cantidad de tubería a mover es pequeña y la presión de superficies usualmente baja.

Una vez el pozo está estático, la decisión de bajar tubería al fondo debe tomarse en un

tiempo razonablemente corto. Mientras tomamos la decisión, y mientras nos preparamos

para bajar tubería, el gas está migrando, la presión de revestimiento está aumentando y

debe mantenerse un método volumétrico regular.

Para bajar tubería dentro de un pozo, el pozo debe cumplir con lo siguiente:

o ¿El pozo tiene un tanque de corrida calibrado que pueda medir con exactitud

pequeños volúmenes de fluido purgado del pozo a través del estrangulador?

o ¿La presión de cierre hidráulica en el anular puede controlarse y regularse

independientemente?

o En una situación de presión más alta; ¿la pila BOP permitirá un cierre doble de

preventor alrededor de todos los diámetros de tubería? (Esto puede ser una

combinación de los arietes, o de un ariete y un anular. Nunca utilice los arietes

más bajos para mover tubería bajo presión.

o ¿La distancia entre preventores es lo suficientemente grande como para permitir

el cierre de ambos preventores con una junta de herramienta completa entre

ellos?

En la mayoría de las situaciones, usted no debería considerar mover tubería bajo presión,

a menos que su torre será capaz de registrar pequeños volúmenes de manera exacta, que

su anular se encuentre en buenas condiciones, que se encuentre cerca del fondo y que sus

equipos estén capacitados.

Si su pozo manifiesta mientras está fuera del agujero y hay necesidad de extender el

movimiento de tubería o si la CP es mayor de 500 psi, usted no debería considerar el

movimiento de tubería sin tener botellas de oleada instaladas en las líneas de cierre

hidráulico.

Si su torre no está equipada para mover tubería con exactitud, entonces se recomienda no mover

la tubería y controlar el pozo a la profundidad a la cual se detecte la manifestación.

Volumétrico mientras se mueve tubería


1. Una vez se ha cerrado el pozo y se han estabilizado las presiones, centre el IBOP sobre el

FOSV. Abra el FOSV y asegúrese de que el IBOP no tiene fugas.

2. Reduzca la presión de cierre anular hasta observar una pequeña fuga mientras mueve

tubería, pero asegúrese de que el anular no tiene fugas mientras la tubería está estática.

3. Mueva tubería dentro del pozo (con el estrangulador cerrado) hasta que la CP aumente la

cantidad de la presión de trabajo. (Ejemplo, 100 psi) más cualquier factor de seguridad

deseado (como con todos los factores de seguridad (SF), verifique su último LOT/FIT para

determinar este SF).

4. Continúe moviendo tubería dentro del pozo, purgando fluido para mantener la presión de

revestimiento constante. Registre el volumen de fluido purgado por cada lingada de

tubería que mueva.

5. Cuando la "diferencia" (fluido purgado adicional por encima del volumen de

desplazamiento teórico de la tubería) sea igual al aumento calculado en el volumen de

fluido: aumente la presión de revestimiento (moviendo tubería adicional sin purgar fluido)

en una cantidad igual al aumento de presión predeterminado (psi).

6. Una vez haya visto el aumento de presión adicional, repita los pasos 4 y 5 hasta que

alcance su profundidad de circulación deseada.

7. A medida que mueve la sarta dentro del agujero, será necesario llenar la tubería ya que el

flotador y/o el BOP interno podrían evitar que se llene desde el fondo. Tenga cuidado de

no permitir que los volúmenes de fluido utilizados para llenar la tubería confundan las

mediciones de fluidos en el anular.

8. Ya que el 90% de la expansión de gas ocurre en el 10% superior de la profundidad del

agujero vertical, la tubería de taladro puede llegar al fondo antes de haber alcanzado el

primer aumento de fluido si se reconoce el influjo antes de haber sacado una longitud

sustancial de tubería.

Movimiento de tubería volumétrico


Previamente determinamos que podríamos mantener constante la BHP a medida que el

gas migraba purgando 10 bbl de lodo por cada 100 psi de aumento en la CP.


o 100 psi / 0.5 psi/pie = 200 pies de fluido

o Pies de fluido pies x capacidad anular bbl/pie = barriles a purgar

o 200 pies x 0.05 bbl/pie = 10 barriles a purgar

Al comenzar a mover tubería dentro del pozo, debemos también purgar un volumen de

fluido que sea igual al volumen de acero bajado dentro del pozo.

o 5” DP = 52 pulgadas / 1029.4 = 0.0243 bbl/pie

o 0.0243 bbl/pie x 93 pies = 2.3 bbl/tiro.



Comience a mover tubería con el estrangulador cerrado.

Aumentará la presión de revestimiento

Deje que la CP aumente 50 psi (nuestro factor de seguridad de ejemplo)



Continúe corriendo tubería con el estrangulador cerrado.

La presión de revestimiento aumentará.

Permita que la CP aumente 100 psi (nuestra presión de trabajo de ejemplo)



Continúe corriendo tubería mientras purga fluido ataque de corrida, manteniendo

constante la CP a 450 psi.

Registre los barriles purgados para cada tiro. (Cada purga deberá ser mayor que 2.3

barriles para compensar la expansión del gas).

Una vez que el volumen de fluido iguale los 10 bbls de fluido purgado para la presión de

trabajo + el desplazamiento de tubería, cierre el estrangulador y continúe corriendo con el

estrangulador cerrado.



Permita que la CP aumente 100 psi (nuestra presión de trabajo de ejemplo) hasta 550 psi.

Una vez la BHA comience a ingresar al influjo, la CP aumentará rápidamente.

Una vez la broca se encuentre cerca del fondo, o usted crea que la broca se encuentra por

debajo del influjo, deje de correr tubería y comience el método del perforador.

Compresión de Gas


Ya hemos visto la Ley de Boyles y entendemos la expansión de gas. Pero, ¿qué sucede

cuando comprimimos el gas?

Ley de Boyles

o P1 x V1 = P2 x V2

o 20 psi x 1 galón = 40 psi x V2

o (20 psi x 1 galón) / 40 psi = 0.5 galón

Se comprimimos el gas, entonces también aumentamos la presión en el gas.

Lubricar y Purgar Estática


Cuando comenzamos a bombear fluido dentro del pozo, ha aumentado la presión

hidrostática que se ve dentro del agujero, pero que no se ve en superficie. Podemos

calcular una presión hidrostática si conocemos el peso y la altura del fluido bombeado.

Debido a la compresión de gas, también aumentamos la presión en el gas. Este aumento

de presión puede verse en el medidor de superficie y también se siente dentro del

agujero. Una vez conocemos la presión total aplicada al pozo, sabemos cuánto hemos

aumentado la BHP y, lo que es más importante, la presión en la zapata. Utilizar el método

de Lubricar y Purgar puede exceder la presión de fractura en la zapata de revestimiento y

no debería utilizarse sin consultar con el Superintendente de Perforación

Recuerde, el gas ya no está migrando, las presiones de superficie no aumentarán. Usted

tiene tiempo para planear y obtener ayuda.

Lubricar y Purgar En la zapata


El cálculo para los barriles a bombear es el mismo cálculo que para los barriles a purgar en

el método volumétrico.

o Presión / Gradiente de fluido = Altura de fluido pies

o Altura de fluido x Capacidad anular = Barriles a bombear

Si utilizamos nuevamente el mismo pozo, entonces;

o 100 psi / 0.5 psi/pie = 200 pies de fluido

o 200 pies x 0.05 bbl/pie = 10 bbls

Entonces, ¿qué pasaría si bombeamos 10 bbls de fluido en este pozo?

Lubricar y Purgar En la zapata


Si el gas tienen un gradiente de 0.1 psi/pie y el fondo del gas se encuentra a 2000 pies,

entonces la presión en la zapata es: (A)

o 0.1 psi/pie x 2000 pies = 200 psi hidrostática gas

o 0.5 psi/pie por 1000 pies = 500 psi hidrostática fluido

o La presión en la zapata es 700 psi (superficie) + 700 psi hidrostática = 1400 psi.

Si bombeamos 10 bbl de fluido y adicionamos 100 psi de hidrostática, también

comprimimos el gas. Si comprimimos el gas por 200 pies, la presión de superficie subiría

+/- 75 psi. La presión añadida a la zapata (y BHP) sería de 175 psi. Esto sería un peso de

lodo equivalente (EMW) de 10.1 ppg. No hay problema.

Si todo lo demás permanece igual, excepto que teníamos 1000 pies de gas y 2000 pies de

fluido: (B)

o 0.1 psi/pie x 1000 pies = 100 psi hidrostática gas

o 0.5 psi/pie por 2000 pies = 1000 psi hidrostática fluido

o La presión en la zapata es 700 psi (superficie) + 1100 psi hidrostática = 1800 psi.

Si bombeamos los mismos 10 bbls y adicionamos 100 psi de hidrostática, comprimiremos

el gas y la presión de superficie subirá a 875 psi. La presión añadida a la zapata y la BHP

serán de 275 psi. Esto sería un EMW de 13.3 ppg y excedería el valor FIT.

Lubricar y Purgar ¿Cómo Sabemos?


Con base en la EMW de su zapata, elija un aumento de presión que usted considere

seguro para trabajar. Calcule cuántos barriles de fluido le darán este aumento.

Alinee su bomba de lodos y bombee tan lentamente como sea posible dentro del anular.

Vigile el medidor CP. NO permita que este medidor aumente más que el aumento de

presión que usted había elegido.

o Si usted elige 100 psi de hidrostática (10 bbls) y su medidor DP estática era de 700

psi y, a medida que comienza a bombear, observe tanto el fluido bombeado, como

el medidor CP.

o Cuando haya bombeado los 10 bbls, detenga el bombeo y registre el aumento de

presión en el medidor. Si el medidor CP aumento a 800 psi antes de terminar el

bombeo, deténgase y calcule cuántos barriles bombeó realmente.

Utilizando esta técnica, el máximo sobre balance que usted tendría (en nuestro ejemplo)

sería 200 psi. 100 psi de hidrostática + 100 psi de compresión al mismo tiempo.

Lubricar y Purgar Procedimiento


Después de bombear los 10 bbl, espere y permita que el fluido caiga a través del gas. Si

usted tiene 2000 pies de gas, esto podría tomar algún tiempo.

Para regresar la BHP a su valor inicial, usted purgará gas en el estrangulador. Su nueva

presión de revestimiento debe ser:

o 775 psi (Nueva lectura) – 175 psi (aumento en BHP) = 600 psi CP

Cuando usted abre el estrangulador, si tiene algún retorno de fluido, cierre

inmediatamente el estrangulador. No purgue presión de revestimiento y fluido al mismo

tiempo.

Continúe con esos ciclos de bomba - purga hasta que se llene el agujero y la presión de

revestimiento se acerque a 0 psi, o hasta que usted no pueda bombear sin que la presión

del revestimiento suba demasiado.

En operaciones de campo, es una buena práctica bombear un fluido ligeramente más

pesado para asegurarse de que el pozo esté muerto antes de que el volumen de gas sea

tan pequeño que la compresión se vuelva excesiva.

Bullheading


1. Con gas en la superficie y con SICP sin aumentar más:

Calcule el volumen de lodo (bbls) requerido para igualar 100 psi de hidrostática en

el agujero del pozo. La capacidad anular será la capacidad de la tubería de taladro

x la capacidad de revestimiento en la superficie.

Barriles a bombear por 100 psi: Método de lubricar y sangrar

(100 psi / Gradiente de lodo psi/pie) x Capacidad anular bbl/pie

Elegir el aumento hidrostático dependerá del valor LOT/FIT de la zapata de

revestimiento expuesta. Nuestro ejemplo está utilizando 100 psi

únicamente a manera de ejemplo.

2. Registre la SICP. Alinee sobre la línea de matar. Bombee muy lentamente dentro del

anular mientras monitorea el medidor CP. Continúe bombeando hasta que –

Usted haya bombeado el volumen requerido (= 100 psi hidrostática)

usted haya comprimido el gas en el anular y haya aumentado la SICP en 100 psi.

3. Detenga la bomba de lodo. Permita que el lodo caiga lo suficientemente profundo en el

agujero como para evitar purgar algún fluido al abrir el estrangulador.

4. Registre la SICP. Adicione el aumento en la presión visto en el medidor CP más la presión

hidrostática bombeada dentro del pozo.

Si todas las 100 psi de hidrostática se bombearon en el pozo y si el medidor CP

aumentó en 30 psi, entonces el aumento BHP fue de 130 psi.

Si el medidor CP aumentó en 100 psi y si usted calculó haber bombeado 70 psi de

hidrostática dentro del pozo, la BHP aumentó en 170 psi.

5. Abra lentamente el estrangulador y purgue esta cantidad de presión del pozo. NO purgue

ningún fluido.

6. Repita este ciclo hasta que ya no sea capaz de bombear dentro de estos parámetros. La

experiencia en el campo ha mostrado que lubricar y bombear es más exitoso cuando el

lodo lubricado es ligeramente más pesado que el lodo en el pozo.

Bullheading


El Bullheading consiste en bombear dentro del pozo, a una presión y volumen que

sobrepase la presión de la formación y la tasa de migración, y forzando al influjo de

regreso dentro de la formación.

El Bullheading debe considerarse como una opción cuando:

o El influjo tenga el potencial de contener H2S y su plan de pozo no esté diseñado

para H2S en la superficie.

o El tamaño y la presión de la manifestación pueden exceder las limitaciones de su

equipo de superficie.

o Usted se encuentra fuera del fondo o fuera del agujero y volver a correr tubería en

el pozo no es una opción.

La decisión para hacer Bullheading debe tomarse rápidamente.

o Si las presiones de superficie comienzan a aumentar, es señal de que usted tiene

una manifestación de gas migrando y un Bullheading efectivo se hace más difícil se

mueve más arriba dentro del pozo.

o Si el influjo es agua o petróleo, podría comenzar a contaminar el fluido de

perforación y requeriría una presión de bombeó más alta para superar la

permeabilidad de la formación y aumentaría el riesgo de fractura de una

formación más débil.

Antes de llevar a cabo Bullheading usted debe considerar:

o Si el influjo fue el resultado de un sub-balance o si el influjo fue suabeado.

o ¿Necesitará aumentar la MW y desplazar todo el volumen del anular, o puede

usted utilizar el MW y desplazar el volumen del influjo? Si la manifestación es el

resultado del sub-balance, usted deberá hacer bullheading al influjo dentro de la

formación, utilizando la MW existente para evitar la migración. Más bullheading

puede ser necesario después de aumentar la MW.

o ¿Sus bombas tienen el tamaño suficiente para entregar suficiente volumen como

para superar la migración de gas?

La velocidad con la que usted está empujando fluido por el pozo debe exceder la

velocidad de la migración de gas para ser capaces de "empujar" el gas.

o ¿Cuál es la máxima presión de superficie que usted puede tener con la MW que

está bombeando?

Exceder la presión de fractura puede causar pérdidas por encima de la

manifestación y su capacidad para "empujar" la manifestación ha desaparecido. Su

riesgo de un reventón subterráneo es muy alto.

Bullheading

Entienda sus opciones


Dada la siguiente información, ¿Puedo hacer bullheading a este influjo?

12 ¼” agujero abierto 5” Tubería taladro Área H2S conocida

Rendimiento bomba = 0.1129 bbl/golpe

Asuma que el gas está migrando a 3000 pies por hora

o 3000 pies/hora / 60 minutos/hora = 50 pies/minuto, tasa de migración

Calcule la capacidad anular en toda la sección del agujero abierto:

o (12.252 pulgadas) / 1029.4 = 0.146bbl/pie, capacidad alrededor de la tubería de

taladro.

Si el gas está migrando a 50 pies/minutos en un agujero de 0.121 bbl/pie, entonces:

o 50 pies/minuto x 0.146 bbl/pie = 7.03 bbl/min, tasa de migración

Necesitamos bombear que esta tasa, entonces:

o 7.03 bbl/min / 0.1129 bbl/golpe igual 65 spm

o Necesitamos bombear a un mínimo de 65 spm - ¡Esto es posible!

Bullheading

Entienda su pozo


Dada la siguiente información, ¿debería tratar de hacer bullheading a este influjo?

8 ½” Agujero abierto 6” cuellos de taladro Rendimiento bomba = 0.1129 bbl/golpe.

Es un área conocida de H2S y no tenemos planes para la manipulación del H2S.

Presión LOT en la zapata = 12.5 ppg x 0.052 x 3000 pies = 1950

Presión estática en la zapata = (0.5 psi y/pie x 3000 pies) / 340 psi = 1840 psi

o 1950 psi - 1840 psi = 110 psi por debajo de la presión de prueba, por lo tanto:

o 340 psi + 110 psi = 450 psi presión máxima de la bomba.

¿Podemos llegar a 10 spm antes de aumentar la CP a 450 psi?

Esto dependería de la permeabilidad de la formación, de la reología del fluido y de la

geometría del agujero.

¿Qué hay acerca de las 300 psi de sub-balance? ¿Debería tratar de aumentar el peso de

lodo?

¿Puede mezclarse el KWM antes que el gas haya migrado demasiado alto en el agujero? Si

estamos bombeando KWM necesitaremos crear un programa de reducción para la presión

de revestimiento a medida que se bombea lodo pesado a la zapata. ¿La formación que

fluye es una zona de producción y el bullheading del volumen anular la dañaría

permanentemente?

¿Debería hacer bullheading con los +/- 5 bbls de H2S y luego circular el segundo paso del

método del perforador para llevar el KWM?

Si podemos hacer bullheading sin exceder las 450 psi de presión máxima, entonces ésta

podría ser la mejor opción. Todavía tenemos el potencial de que alguna cantidad de H2S

entremezcladas del fluido circula la superficie. ¿Es este riesgo aceptable con el equipo y

con las contingencias para H2S en la torre?

Capítulo 6: Equipo de Control de Pozo

Rev. 7 12/2010 Capítulo 6 – Equipo de Control de Pozo 1

Desviadores – Página 3, 4

Clasificaciones de BOP API RP 53 – Página 5

Taras de presión – Página 6, 7

Cabeza rotatoria – Página 8

Preventores anulares – Página 9 – 14

Preventores de ariete – Página 15 – 22

o Asistidos por presión – Página 17

o Agujero de drenaje – Página 19

Válvulas – Página 23 – 25

Estrangulador y Líneas para matar – Página 26

Múltiples – Página 27, 28

Operación del estrangulador – Página 29

Estranguladores – Página 30 – 33

Acumulador – Página 34 – 43

Separador lodo/gas – Página 44

o Criterios de diseño – Página 45 – 48

Degasificador de vacío – Página 49, 50

Válvulas de tubería de taladro – Página 51 – 53

Empaques de anillo – Página 54 – 59

Pruebas BOP – Página 60, 61

Prueba Tapón & Copa – Página 62, 63

Las siguientes recomendaciones de sistemas de equipos de control de presión siguen el API

RP 53 Tercera Edición 1997.

Los requerimientos aplicables de occidental siguen el SOP 15 – MASP - Prueba de

Revestimiento – Prueba BOPE.

o Cualquier desviación de este SOP requiere una Gestión de Cambio (MOC) Nivel 2 para

pozos de desarrollo de rutina y un MOC Nivel 5 para pozos no rutinarios, a menos que

se especifique lo contrario en este SOP.

o Estos requerimientos son mínimos y no reemplazan ninguna regulación ni

requerimiento local.


Desviadores

No es un dispositivo de control de pozo


API RP 53 –

o 4.1 - A menudo se utiliza un sistema desviador durante la perforación de la parte

superior del agujero. Un desviador no está diseñado para cerrar ni para detener el

flujo, sino que permite dirigir el flujo lejos de la torre. El desviador se utiliza para

proteger al personal y al equipo, redirigiendo el flujo de gas de baja profundidad y

los fluidos del agujero del pozo que emanan del pozo a una línea de ventilación

remota.

o 4.2.3 - Pueden utilizarse BOP anulares convencionales, desviadores de tipo

inserto, o cabezas rotatorias como desviadores. La clasificación de presión de

trabajo del desviador y de las líneas de ventilación están diseñadas y tienen el

tamaño para permitir el desvío de fluidos del pozo mientras se minimiza la contra

presión del agujero del pozo. Las líneas de ventilación son típicamente de 10

pulgadas (24.5 cm) o más grandes para mar adentro y de seis pulgadas (15.24 cm)

o mayores para operaciones en tierra.

o Si el sistema desviador incorpora una válvula en las líneas de ventilación (remítase

al API RP 64), estas válvulas deben ser de apertura total y de calibre total (deben

tener al menos la misma apertura que la línea en la cual están instaladas). El

sistema debe controlarse hidráulicamente de manera que al menos una línea de

ventilación se encuentre en posición abierta antes de cerrar el elemento

desviador.

Típicamente, la mayoría de las operaciones redirigen la línea hidráulica que se cierra, al

puerto cerrado del anular y al puerto abierto de la válvula de bola de la línea de

ventilación. Debido al menor requerimiento para funcionar, cuando se aplica presión

sobre la línea hidráulica de cierre, la válvula se abrirá antes de que se cierre la bolsa del

anular, la válvula de bola debe estar en buenas condiciones y funcionando libremente para

que esto tenga éxito.

Desviadores


Un estudio MMS interno llevado a cabo en 1983, indicó una tasa de falla de desviadores

de aproximadamente 67% los principales mecanismos de la falla identificada incluyeron:

1. Falla de la apertura de la válvula neumática del desviador

2. Aparición de flujo del pozo en la superficie por fuera del revestimiento.

3. Falla debida a la erosión por fluido de pozo que contiene arena de formación.

4. Falla de los conectores en la manguera flexible.

5. Falla del sello del empacador anular.

6. Falla debida a una línea de desviador taponada, y

7. Falla de la tubería del desviador debido a un anclaje inadecuado.

La mayoría de estas fallas se debieron a un inadecuado mantenimiento, pruebas y

entrenamiento. Ya que los sistemas desviadores rara vez se emplean, el personal de

campo en la industria a menudo deja de reconocer su importancia. MMS revisó sus

prácticas reguladoras para requerir líneas de desviador más largas, menos dobleces y

pruebas regulares de los componentes del desviador. Se hizo un esfuerzo por identificar

incidentes involucrando el uso de desviadores desde 1990 y para determinar la efectividad

de los sistemas de desviación cuando fueron necesarios. Se encontró que la tasa de fallos

en los desviadores ha disminuido en gran medida. El principal mecanismo de falla

actualmente es la erosión debida al flujo de fluido de formación que contiene arena,

cuando se experimentan velocidades de flujo muy altas.

La principal función del desviador es dar tiempo para que el equipo de la torre implante un

procedimiento de abandono de torre de manera ordenada.

BOP’s


API RP 53 –

o 6.2 – Cada BOP instalado debería tener, como mínimo, una presión de trabajo

igual a la máxima presión de superficie anticipada. Los códigos de componentes

recomendados para la designación de conjuntos de pila BOP son los siguientes:

G = cabeza rotatoria

A = BOP tipo anular

R = BOP tipo ariete sencillo con un conjunto de ariete de tubo, bien sea

vacíos o para tubería, según prefiera el operador.

Rd = BOP de tipo doble ariete con dos juegos de arietes, posicionados

según la preferencia del operador.

Rt =BOP de triple ariete con tres juegos de arietes, posicionados según la

preferencia del operador.

S = Spool de perforación con conexión de salida lateral para las líneas de

estrangulador y de matar.

K = presión de trabajo de 1000 psi.

Los componentes BOP típicamente se describen de abajo hacia arriba, a partir de la pieza

más inferior del equipo permanente de cabeza de pozo, o desde el fondo de la pila BOP.

10K – 13 5/8 - RSRdA

Esta pila BOP tendría una tara de 10,000 psi (69.0 MPa) de presión de trabajo, tendría un

calibre de 13 5/8 de pulgada (34, 61 cm), y estaría arreglada como se muestra a

continuación. Los BOP anulares pueden tener una presión de trabajo con una tara menor

que los BOP de ariete.

Clase III (ARR 3-5K) BOPE


Un carrete de perforación y su ubicación en el arreglo de la pila es opcional.

o API RP 53 - 6.6 - Las líneas de estrangulador y de matar pueden conectarse bien

sea a las salidas laterales del BOP o a un carrete de perforación instalado por

debajo de al menos un BOP capaz de cerrar sobre la tubería.

Oxy

Cada pila BOPE/ configuración de cabeza de pozo, con una tara de 5000 psi o menos

constará de un mínimo de un preventor anular, un ariete de tubo y un ariete ciego. (Según

API RP 53 5.6).

Los arietes ciegos se ubicarán en la cavidad inferior de una pila de los arietes.

Se probarán todos los BOPE según el MASP, Prueba de Revestimiento y Prueba BOPE

(Procedimiento operacional estándar) SOP, que incluye pruebas BOPE a un intervalo

máximo de 21 días o con mayor frecuencia según las regulaciones locales.

Clase IV (ARRR 10K) BOPE


Oxy

Cada pila BOPE/ configuración de cabeza de pozo con una tara de presión mayor que 5000

psi y constará de un mínimo de un preventor anular, dos ariete de tubo para la tubería de

taladro en uso y un ariete ciego/de corte. (Según API RP 53). Si no hay disponible un ariete

ciego/de corte entonces todas las actividades de cable en agujeros de pozo utilizarán un

lubricador adecuadamente instalado y probado, que reciba toda la longitud de la

herramienta).

Los arietes ciegos se ubicarán en la cavidad de ariete media de una pila de tres arietes.

Este equipo se probará y calibrará en cada zapata de revestimiento, al igual que en cada

prueba BOPE, y se registrará en todos los informes de prueba BOPE.

Se probarán todos los BOPE según el MASP, Prueba de Revestimiento y Prueba BOPE

(Procedimiento operacional estándar) SOP, que incluye pruebas BOPE a un intervalo

máximo de 21 días o con mayor frecuencia según las regulaciones locales.

Los arreglos de ariete y válvula variarán con base en las necesidades de la operación.

Control de Pozos Oxy recomienda un juego de arietes de tubo por debajo de la salida de la

línea del estrangulador. Estos arietes están dedicados a aislar el agujero del pozo en el

evento de una fuga de superficie. No deben utilizarse durante la circulación. Están allí

únicamente a modo de "arietes de seguridad".

Cabeza Rotatoria


Las cabezas rotatorias se utilizan principalmente en operaciones

sub-balanceadas para permitir la rotación de la sarta de taladro

mientras se circula a través del estrangulador.

Debería considerarse una cabeza rotatoria en operaciones donde

exista la probabilidad de que entre gas a la solución. A medida

que el gas alcanza el punto de burbuja y sale de la solución, la

expansión súbita ha demostrado descargar lodo sobre la porción

superior del pozo.

El uso de una cabeza rotatoria en esas situaciones proteger a los

equipos y al medio ambiente.

Los elementos de caucho son típicamente un caucho adecuado

para fricción, que se diseña para permitir un fácil cambio en la

medida en que se desgastan los elementos.

Cada fabricante tiene diferentes cabezas de presión operacional,

equipo de soporte y características operacionales.

Asegúrese de que todos los equipos entiendan el propósito y la

función de cualquier equipo de control de presión.

Preventores Anulares


Elementos anulares, algunas veces llamados la "bolsa", son una masa de forma circular de

compuestos de caucho especializado, con insertos de acero adheridos o dentro del

caucho. Se energizan mediante compresión.

Un pistón hidráulico por debajo del elemento se fuerza mediante fluido hidráulico desde

el acumulador. Una "cabeza" en la parte superior del anular evita que el elemento se

mueva con el pistón. La compresión creada, fuerza al caucho a extruirse dentro del

agujero del pozo. Entre mayor es la fuerza de cierre, más compresión se crea.

La mayoría de los anulares se ven afectados por la presión creada por debajo de la "bolsa",

por la presión del agujero del pozo. Esto se llama "asistido por agujero de pozo". El

fabricante proporcionará tablas para la presión hidráulica de cierre correcta y para la

presión de pozo para evitar que el elemento aplaste los tubulares o que se dañe el

elemento de caucho.

Los anulares pueden cerrarse y efectuar un sello alrededor de cualquier tamaño de

tubular, kellys de forma irregular y pueden cerrarse en un agujero abierto, aunque no se

recomienda. Ningún anular está diseñado para cerrarse alrededor de tubulares múltiples

en el pozo. Si se corre una sarta dual usted debe apoyarse en arietes de sarta dual.

Los elementos anulares vienen en muchos compuestos diferentes para funcionar a

diferentes temperaturas, fluidos y ambientes de trabajo.

Cuidado del Caucho


El servicio esperado de H2S y CO2 no afecta la selección del material de empaque. El

servicio de H2S y CO2 reducirá la vida de servicio de los productos de caucho, pero la

mejor vida de servicio general se obtiene ajustando el material de la unidad de empaque a

los requerimientos del fluido de perforación específico. El desempeño de los materiales

elastoméricos puede variar significativamente, dependiendo de la naturaleza y extensión

de la exposición a sulfuro de hidrógeno. El operador debe monitorear frecuentemente la

integridad del sello de presión para garantizar que no haya ocurrido ninguna pérdida de

desempeño.

El envejecimiento de partes de caucho se basa en varios factores incluidos la luz, la

atmósfera, la temperatura y el tamaño.

o La luz directa, especialmente la luz solar que contiene rayos ultravioleta es dañina

y debe evitarse.

o El ozono en la atmósfera reacciona con las partes de caucho y fomenta el

deterioro. Las partes de caucho nunca deben almacenarse cerca de equipo

eléctrico debido a la ocurrencia de ozono.

o Almacene las partes de caucho en su forma natural, no cuelgue anillos-O sobre

clavos o ganchos.

o El calor causa un endurecimiento gradual del caucho, especialmente en presencia

de ozono u oxígeno. En climas calientes y húmedos, particularmente en los

trópicos, los hongos y las bacterias atacan el contenido orgánico en partes de

caucho reforzado.

o Las partes de caucho pasan por varias clases de cambios cuando se exponen a

bajas temperaturas. En temperaturas de – 40°F (-40°C), el caucho se vuelve frágil y

se astilla cuando se deja caer o se manipula de forma brusca. Algunos cambios

ocurren inmediatamente, otros luego de una exposición prolongada. Todos son

reversibles; el caucho retoma sus propiedades originales cuando regresa 65° F,

(18°C), o temperatura ambiente.

Las condiciones de almacenamiento son importantes para obtener la vida máxima de la

unidad de empaque. Las unidades de empaque deben almacenarse en un área de

almacenaje fresca, seca y obscura. Es también mejor practicar el "primero que entra,

primero que sale", al almacenar unidades de empaque.

Limitaciones del anular


Presión hidráulica aplicada del lado de la apertura mueve el pistón hacia abajo. La bolsa se

abre debido a su propia resilencia, las bolsas viejas pueden no abrirse con rapidez. No

mueva la tubería hasta que haya confirmado que la bolsa está abierta.

Durante operaciones de control de pozo, la tubería de taladro puede reciprocarse y las

juntas de herramienta pueden correrse a través de una unidad de empaque cerrada,

mientras se mantiene un sello completo en la tubería. La vida de la unidad de empaque

más larga se obtiene ajustando la presión de la cámara de cierre apenas lo suficiente como

para mantener un sello sobre la tubería de taladro, con una ligera cantidad de fuga de

fluido de perforación a medida que la junta de herramientas pasa a través de la unidad de

empaque. Esta fuga indica la presión de cierre utilizable más baja para un mínimo

desgaste de la unidad de empaque y proporciona lubricación para el movimiento de la

tubería de taladro a través de la unidad de empaque. Si se hace reciprocado a la tubería,

mantenga la dirección del movimiento por tanto tiempo como sea posible. El cambio de

dirección es muy dañino para el caucho.

Rotar la tubería mientras se cierra puede crear temperaturas extremas en el área de

contacto entre el elemento y la tubería. Ha habido casos de falla en la tubería debidas a

este calor concentrado.

La vida de la unidad de empaque se reduce cuando se utiliza para operaciones de corrida.

La válvula del regulador de presión debe ajustarse para mantener la presión de cámara de

cierre apropiada. Si la válvula del regulador de presión no puede responder con suficiente

rapidez para un control efectivo, debe instalarse un acumulador en la línea de control de

la cámara de cierre cerca del BOP - pre cargue el acumulador a +/- 50% de la presión de

cierre requerida. Consulte el manual de operaciones para cada preventor anular para

información específica.

Anulares Hydril


Hydril es el preventor anular más común para BOP de superficie. Cuentan con MSP

(típicamente utilizado como desviador), GK, GL, GX y GXS.

GK, GL y GX son asistidos por pozo. EL MSP no es asistido por pozo. El GK está diseñado

para ser asistido por presión de pozo en el mantenimiento del sello de la unidad de

empaque una vez que ha efectuado el sello inicial. A medida que aumenta la presión del

pozo, el cierre se mantiene únicamente mediante presión de pozo. Las excepciones son el

GK 6-1/16” - 15,000 y 20,000 psi que no son asistidos por presión de pozo y la presión de

cierre debe mantenerse en el BOP para garantizar el sello. (Remítase al manual del

operador para las curvas de presión de cierre).

El GL tiene una cámara de cierre secundaria, principalmente para balancear la hidrostática

del elevador marino. Se conecta con la cámara de cierre primaria para operaciones de

superficie, esto puede crear una fuerza de cierre muy alta.

Los sellos en la parte superior y en la parte inferior del pistón están expuestos a los sólidos

del pozo y son los más propensos a fallar.

Anulares Cameron D y DL


En el diseño del Cameron DL, la presión de cierre fuerza al pistón operacional y a la placa

empujadora hacia arriba para desplazar la rosquilla de elastómero sólido y forzar al

empacador a cerrarse hacia adentro. A medida que se cierra el empacador, los insertos

reforzados con acero rotan hacia adentro para formar un anillo de soporte continuo en la

parte superior y en la parte inferior del empacador. Se requiere de un elemento de corrida

especial para tubería de 6 5/8” para permitir que las juntas de herramienta pasen los

insertos.

La presión operacional recomendada se encuentra en el rango de las 1500 psi a 3000 psi.

Si no se aplica una presión operacional apropiada para cerrar el BOP, los insertos

metálicos (elementos anti extrusión) no se encontrarán en una posición que evite la

extrusión del elastómero cuando se aplica presión al agujero del pozo. Debe utilizarse una

presión operacional mínima de 1500 psi. En caso de que ocurran fugas a 1500 psi, puede

aumentarse la presión hasta 3000 psi para detener las fugas. Para corridas extensas, se

recomienda una botella de presión de 10 galones, recargada a 400 - 500 psi, instalada en

la línea de cierre cerca del anular.

Los anulares Cameron DL son asistidos por agujero de pozo. Consulte el manual de

operaciones para la presión hidráulica correcta cuando aumentan las presiones de pozo.

El tipo DL emplea dos elementos. El empacador es un caucho moldeado con 16 insertos de

acero que forman una barrera continua de acero por encima y por debajo del empacador,

cuando se cierra, para evitar la extrusión del caucho. Es caucho moldeado homogéneo que

rodea al empacador.

Anular Esférico Shaffer


El anular Shaffer toma su nombre del contorno redondeado dentro de la cubierta

superior. Esta forma hace que los dedos de acero sigan hacia adentro durante la

compresión del elemento de caucho.

El Shaffer tiene un pistón grande en forma de ”Z”. El tamaño y forma hacen que sea

bastante fácil reemplazar los sellos en el campo.

Es asistido por el agujero de pozo. La presión típica de cierre hidráulico se encuentra entre

900 y 1100 psi. Para operaciones de corrida prolongadas se recomienda instalar una

botella de presión en la línea de cierre, cerca del anular. Revise el manual de operaciones

para la presión de pre carga apropiada en la botella de presión.

BOP de Ariete


La mayoría de los preventores de tipo ariete en uso hoy son fabricados por Cameron (tipos

U y T), NL Shaffer (Tipos LWS y SL) y Hydril (Tipos V y X). Aunque las características

operacionales varían muchos modelos comparten las siguientes características básicas:

o Acción auto alimentadora de elastómero - Los elementos frontales de los sellos de

ariete tienen placas de acero adheridas al caucho. A medida que se juntan los

arietes, estas placas de acero se unen antes de que el preventor esté

completamente cerrado. El movimiento continuado de los cuerpos del ariete

causa una extrusión del elemento de caucho y efectúa un servicio. Durante el

movimiento de tubería, la cara frontal del elemento de sellos del ariete se

desgasta. La acción auto alimentadora garantiza que el caucho del elemento

empacador se mueva hacia adelante para reemplazar el caucho que se ha gastado.

o Dispositivos de bloqueo de ariete - Los preventores de ariete operados

hidráulicamente están equipados con extensiones de vástago de tornillo de

bloqueo y ruedas manuales de gran diámetro similares a los tornillos operativos

de los preventores de cierre manual. El propósito principal de los tornillos de

bloqueo es asegurar los arietes de forma manual en la posición cerrada después

de que se cierran hidráulicamente. En una emergencia, pueden usarse los tornillos

para cerrar los arietes si falla del sistema hidráulico. Si se utilizan los tornillos de

bloqueo para cerrar los arietes, debe moverse la válvula de la unidad de cierre

hidráulico a la posición cerrada. Esto permite que el aceite hidráulico en el lado de

apertura del pistón pase al acumulador y evita que el preventor se bloque de

hidráulicamente.

o Asistidos por presión - los arietes sostienen la presión desde el lado inferior

únicamente. A medida que aumenta la presión del agujero del pozo, se empuja el

bloque del ariete hacia arriba contra el cuerpo del ariete. Entre más alta es la

presión más ajustado es el sello. Es por esto que las pruebas de baja presión de

200/300 psi son tan importantes.

o Agujeros de desagüe - Los arietes de superficie están diseñados con agujeros de

desagüe para detectar y evitar que el fluido del agujero del pozo se fugue más allá

de un sello de varilla principal defectuoso e ingrese a la reserva del acumulador,

contaminando el fluido hidráulico.

Consideraciones acerca de los Arietes


El asa de control de cuatro vías para operar arietes ciegos o arietes ciegos/de corte debe

protegerse siempre contra un cierre accidental mientras la tubería se encuentra en el

agujero. Muchos accidentes costosos han sido el resultado de cerrar accidentalmente los

arietes ciegos, aplastando o cortando la tubería del taladro durante operaciones de

control del pozo o de perforación. Debe utilizarse una cubierta removible (sin ningún tipo

de dispositivo de bloqueo). (Si se bloquea el asa en una posición abierta, evita el cierre del

ariete desde una estación remota).

Cuando se utiliza tubería de taladro de aluminio, debe darse una consideración especial a

la selección del tamaño del ariete. Por ejemplo, la tubería de taladro de aluminio de 5”

tiene un diámetro del cuerpo externo de 5.150”, vs. un diámetro de cuerpo de 5” para la

tubería de acero de 5”. Los bloques regulares de 5” deben modificarse ligeramente para

que sellen y no dañen la sección principal del tubo de una tubería de aluminio.

Pueden usarse preventores de ariete para correr tubería de taladro dentro o fuera del

agujero bajo presión, pero es necesario utilizar dos preventores que tengan suficiente

distancia entre arietes para colocar una junta de herramienta. Los arietes superior e

inferior de un preventor de ariete doble están demasiado juntos para este propósito.

Siempre asegúrese de que no haya presión diferencial cuando abra un conjunto de arietes

durante corridas ariete a ariete. La corrida ariete a ariete es una operación secuencial que

involucra presurizar entre los arietes de corrida superior e inferior, para igualar la presión

antes de abrir los arietes inferiores y purgar presión entre los arietes de corrida superior e

inferior para purgar presión, antes de abrir los arietes superiores. Dejar de balancear la

presión puede causar lesiones a los miembros del equipo y/ o daños al equipo. Es un

proceso complicado. Busque ayuda.

El ariete de tubo inferior en la pila BOP no debería utilizarse nunca para corridas, ya que

siempre se considera como válvula maestra.

Asistido por Presión


Los arietes son también asistidos por presión mediante la presión del agujero del pozo.

El fluido hidráulico fuerza a los arietes para que se junten. A medida que los cauchos del

empacador frontal se comprimen causan la extrusión del sello de caucho superior y sellan

contra el asiento. (Ver a continuación).

Una vez que los arietes sellan, la presión del agujero del pozo actúa para "levantar" el

ariete y crear un sello más apretado.

El fluido del agujero del pozo, bajo presión, llena la cavidad del ariete y ayuda a

mantenerlo cerrado. Esta presión del agujero del pozo también está presionando contra el

sello del lado de la varilla del pistón (ver Agujero de Desagüe, página 19).

Debido a que las varillas portadoras a cada lado del pistón operativo son de diámetros

diferentes, las fuerzas de apertura y cierre son diferentes, dada la misma presión

hidráulica. Los datos de los fabricantes documentarán esas proporciones de apertura y

cierre, para confirmar que se regule la presión hidráulica a la presión correcta.

Radios de Cierre de los Arietes


Radios de cierre y apertura de preventores de ariete

Agujero de Desagüe


Si el sello principal de la varilla del pistón tiene fugas, podría permitir que el fluido del

agujero del pozo ingresara al lado de apertura del pistón. Durante el cierre, el lado de

apertura del pistón se ventila hacia la reserva koomey, lo que permite que el fluido del

agujero del pozo ventile también hacia la reserva koomey.

Para detectar esto, los fabricantes han colocado un agujero de desagüe entre los sellos,

aislando el fluido del agujero del pozo y el fluido hidráulico. En arietes Cameron y Shaffer

este agujero de desagüe se encuentra en la parte inferior de la brida intermedia, en los

arietes Hydril, está ubicada al lado del bonete.

Si cualquiera de los fluidos pasa a través de estos sellos, aparecerá en el agujero de

desagüe. Este agujero de desagüe debe estar limpio y debe ser capaz de dejar pasar el

fluido libremente. Debe verificarse cada vez que se instala el BOP.

Durante las pruebas BOP, si se ve fluido hidráulico saliendo por el agujero de desagüe,

debe removerse el bonete y deben reemplazarse los sellos principales.

Durante control de pozos, si se ve escurrir fluido del pozo en el agujero de desagüe, existe

la posibilidad de energizar los sellos con inyección plástica. Una vez se opere la varilla del

pistón, se perderá este sello.

Arietes de Tubo


Arietes de tubo

o Los arietes de tubo estándar están diseñados para centralizar y empaquetarse

alrededor de un tamaño específico de tubería de taladro o revestimiento.

Arietes de tubo variables / Empacadores flexibles

o Se encuentran disponibles arietes de tubo variables para algunos modelos. Un

juego de arietes variables proporcionará soporte para dos diferentes arietes de

tubo, por ejemplo, 3 ½” y 5”, o 5” y 7”.

Arietes ciegos / de corte

o Estos están diseñados para cortar tubería de taladro y luego sellar como arietes

ciegos, el corte de la tubería de taladro debe llevarse a cabo con la tubería

estacionarías. Debe tenerse cuidado de garantizar de que el cuerpo de la tubería y

no una junta de herramienta se encuentre en el lado opuesto de los arietes. En

algunos preventores puede ser necesario aumentar la presión operacional por

encima de 1500 psi para efectuar el corte. Los arietes ciegos/de corte no son

apropiados para cilindros booster. Algunos modelos de ariete ciego / de corte no

son apropiados para servicio H2S. Los sistemas de control BOP (bonetes y bombas

booster) deben ser adecuados para cortar la tubería en uso. Los requerimientos

para el corte varían con base en el tamaño de la tubería, el peso, el grado, las

presiones de cierre, etc. Si tiene dudas acerca de los requerimientos, póngase en

contacto con el fabricante. Los arietes ciegos sellan del lado del agujero abierto

únicamente. Al manipular herramientas en la mesa rotatoria, muchos

perforadores cierran los arietes para evitar que caigan herramientas por el

agujero. Si se utilizan para este propósito, la presión de cierre debe reducirse para

evitar daños al elemento de caucho.

Arietes Cameron Tipo U


El BOP U es uno de los BOP de tipo ariete más ampliamente utilizado en el mundo y ofrece

la gama más amplia de tamaños de cualquier BOP Cameron tipo ariete.

Los arietes están diseñados para mantener la presión únicamente desde el lado inferior.

Ha habido casos documentados de cuerpos de ariete completos instalados al revés. El

supervisor debe inspeccionar todas las instalaciones antes de hacer pruebas de presión.

Asegurarse de que el texto forjado tenga el lado correcto hacia arriba y de que la salida

lateral se encuentre del lado inferior del ariete.

Los arietes de superficie tendrán un mecanismo de bloqueo. Este es usualmente un

tornillo de bloqueo para bloquear y mantener los arietes en la posición cerrada. Si puede

purgarse el fluido del lado de apertura del pistón, puede utilizarse el tornillo de bloqueo

para cerrar manualmente los arietes en una emergencia. Sin embargo, el tornillo de

bloqueo no puede abrir manualmente los arietes. Deben abrirse hidráulicamente. Las

roscas expuestas deben lubricarse y protegerse del fluido de perforación. En una

emergencia usted no quiere gastar tiempo limpiando roscas para bloquear los arietes en la

posición cerrada.

Todos los pernos deben estar instalados en la brida y la tuerca debe tener el perno

pasando completamente al otro lado. Si cualquiera de las líneas de la rosca está a la vista,

el perno debe reposicionarse y apretarse. Los pernos deben apretarse en un patrón que

aplique un torque parejo, similar a las tuercas en una rueda de automóviles. (Ver a

continuación).

Debe informarse inmediatamente acerca de cualquier fuga de fluido hidráulico o del pozo.

Este ariete puede ser su última defensa.

Arietes Hydril


El ariete Hydril acomoda un gran volumen de caucho de alimentación en el empacador

frontal y en el sello superior para una larga vida de servicio.

El asiento de sello reemplazable en el campo proporciona una superficie de sello suave

para el sello superior del ariete. El asiento del sello reemplazable en campo elimina la

soldadura de taller, alivio de presión y maquinado para reparaciones, reduciendo así el

tiempo improductivo y los costos directos de reparación.

Los bonetes con bisagra giran completamente de la parte superior (como otro BOP) y

proporcionan un fácil acceso para un rápido cambio de arietes para reducir el tiempo

improductivo.

El sello del ariete se mantiene mediante presión del pozo. No se requieren fuerzas de

cierre para mantener un sello de ariete establecido (asistido por presión).

Válvula hidráulica remota


Características comunes en las válvulas de entrada FL, FSL y SFL-R, incluyen sellos de borde

en energizados por presión, instalados entre cada asiento y cuerpo. Estos sellos ayudan en

el sellado de baja presión y protegen en contra del ingreso de partículas contaminantes

dentro del cuerpo y en las áreas de sellado.

El conjunto de entrada y asiento cuenta con un sello bidireccional de manera que puede

invertirse para aumentar la vida de servicio.

El empacador del vástago puede reemplazarse mientras la válvula se encuentra bajo

presión ya que el vástago puede sostenerse contra el bonete para aislar la caja de

empaquetado.

No es necesaria una fuerza excesiva para cerrar la válvula. La rueda de mano debe

regresarse un cuarto de vuelta después de haber cerrado la válvula completamente.

Válvula hidráulica remota


Se instala una válvula operada de forma remota en la línea del estrangulador junto a la pila

BOP.

El actor hidráulico debe estar diseñado para una presión máxima de trabajo de 3000 psi;

sin embargo, el actor debe abrir completamente la válvula con una presión de control de

1500 psi para máximas condiciones de diseño. Las presiones de diseño de 3000 y de 1500

psi se requieren para operaciones compatibles con unidades de cierre BOP estándar.

La válvula de la línea del estrangulador debe ser operable tanto desde la unidad de cierre

principal como desde la unidad de cierre remota. Las válvulas operadas hidráulicamente

están disponibles con vástago y asa para operación manual (para cerrar, pero no para

abrir) en caso de falla en el sistema hidráulico.

Cameron introdujo la HCR (amplio radio de cierre) como la primera válvula controlada

remotamente para servicio de línea de estrangulación. La válvula HCR se ha utilizado de

manera tan amplia en la industria que la mayoría del personal de campo hace referencia a

cualquier válvula controlada remotamente como la HCR.

Actualmente, la válvula de entrada operada hidráulicamente Cameron Tipo F es

probablemente la más ampliamente utilizada y está disponible con presiones de trabajo

taradas para 3000 hasta 15,000 psi.

La válvula de línea de estrangulación NL de Shaffer es del tipo SB y está tarada para

presiones de trabajo de 5000, 10,000 y 15,000 psi.

Válvula de Cheque de Línea de Matar


En muchas torres, el múltiple de tubería vertical está tarado a una presión de trabajo de

5000 psi, mientras que la pila BOP y sus componentes están tarados a una presión de

trabajo de 10,000 psi. Una válvula de cheque instalada del lado de la línea de matar es una

barrera adicional para evitar que la presión del pozo alcance el múltiple de tubería

vertical. En esta situación, se recomienda firmemente instalar la válvula de cheque.

A medida que se construyen o se reequipan pozos nuevos, las bombas están llegando a

niveles de 7500 psi y los múltiples de tubería vertical se actualizan a una presión de

trabajo de 10,000 psi. En este caso, ya no son necesarias las válvulas de cheque.

Las válvulas de cheque puede presentar problemas cuando se intenta bombear dentro del

anular con material de circulación perdida, o cuando se trata de monitorear la presión del

pozo a través de la línea de matar.

Debe hacerse una prueba de presión a la válvula de cheque a las mismas presiones de las

otras válvulas en la pila. Cuando se hace una prueba de presión a las válvulas manuales

interiores, debe levantarse la válvula de cheque para permitir la observación de cualquier

fuga.

Válvula de cheque DF

Líneas del Estrangulador y de Matar


Líneas de estrangulador y de matar

Las líneas de estrangulador deben ser de un mínimo de 2” para presiones de trabajo de

5000 psi y menos.

La línea de estrangulador deben ser de un mínimo de 3” para presiones de trabajo

mayores de 5000 psi.

Para operaciones de perforación por aire, el tamaño mínimo debe ser 4” de tamaño

nominal.

Las líneas de estrangulador y de matar deben instalarse con el mínimo número de

dobleces. Donde se requieran dobleces, deberán utilizarse Tes o bloques en Te.

En una torre en superficie, puede atarse una línea de matar remota en la línea de

matar de manera que pueda utilizarse independientemente de si el preventor está

cerrado. La línea de matar remota debe estar tarada a la tara de presión de la pila BOP

y debe terminar en una válvula de brida de tara similar, al menos a 100 pies de

distancia del pozo. El propósito de esta línea es permitir atar un camión bomba al pozo

en una situación de emergencia.

Salidas de cabeza de pozo

o Se recomienda que las salidas del carrete de cabeza del pozo no se utilicen para

uniones de línea de estrangulador y de matar.

Válvulas de cheque

o Tradicionalmente, se ha instalado una válvula de cheque en el extremo de las

válvulas de la pila sobre la línea de matar. Puede mejorarse significativamente la

seguridad en algunas operaciones mediante el uso de una válvula de cheque en

la línea de matar inmediatamente aguas arriba de las válvulas de la pila.

Múltiples de Estrangulación


Requerimientos generales:

Debe cumplir como mínimo con la Especificación API 16C. Las reglas regulatorias, en caso

de que sean más estrictas, tendrán preferencia.

Todos los componentes deben estar tarados a una presión igual o mayor que la presión de

trabajo del BOP y deben tener un mínimo de un estrangulador ajustable operado

remotamente y un estrangulador ajustable manual.

Los múltiples de estrangulación deben ser fácilmente accesibles. Todas las válvulas y

estranguladores deben funcionar libremente. Las asas de las válvulas deben estar

marcadas para mostrar si la válvula está alineada en el agujero o en posición cerrada.

Todas las válvulas deben ser válvulas de tipo apertura total.

Las líneas de estrangulación (incluidas las líneas blooey) deben estar bien sostenidas, para

resistir vibración severa. Los soportes deben equiparse según se requiera, pero no deben

soldarse a la línea de estrangulación. El múltiple de estrangulación mismo debe asegurarse

para evitar movimientos durante la ventilación de gas.

Deben utilizarse anillos de empaque nuevos cada vez que se rompe una brida y se

reinstala. Las conexiones deben ser validadas, con abrazaderas, o soldadas. No utilizar

conexiones roscadas bajo presiones de trabajo de 5000 psi o mayores.

Todos los BOPE incluirán un múltiple de estrangulación con al menos un estrangulador

operado remotamente instalado, o en lugar de instalar un estrangulador operado

remotamente, los siguiente se instalará y se mantendrá en el múltiple de estrangulación

manual.

o Un medidor de presión de tubería de taladro exacto y calibrado

o Un medidor de presión de tubería de revestimiento exacto y calibrado

o Un medio electrónico de comunicación directa con el perforador.

Múltiple de Tubería Vertical


El múltiple de tubería vertical debe estar diseñado para permitir que el fluido sea dirigido

desde las bombas hasta la kelly o hasta el impulsor superior y proporcione aislamiento a la

sarta de taladro y permita el bombeo directo del fluido dentro del anular a través de la

línea de matar. También le permite llenar el pozo durante corridas, a través de una línea

de llenado dedicada que va al niple de campana y tiene conectado un "múltiple de

cemento", con una válvula de aislamiento, que puede utilizarse para operaciones

especiales de alta presión.

Aunque no se requiere que la tara de presión de trabajo sea la misma del BOP y del

múltiple de estrangulación, esto es altamente recomendado.

Para múltiples tarados a 5000 psi de presión de trabajo y superiores, todas las conexiones

deben ser validadas, soldadas o con abrazaderas. Muchos múltiples de tubería vertical

tienen Tés taponadas para permitir instalar sensores de registro. Éstos deben removerse y

las conexiones apropiadas deben instalarse. Estas válvulas deben contar con prueba de

presión, a la presión de trabajo tarada total, desde la dirección desde la cual requerirán

mantener la presión durante un evento de control de pozo.

Deben instalarse medidores exactos que sean fácilmente visibles para el perforador.

Estranguladores Cameron


Durante un evento de control de pozo, aprendemos a mantener constante la velocidad de

la bomba (y la tasa de flujo) durante la circulación. Si los galones por minuto (GPM) que

entran al pozo son constantes, entonces restringir los GPM que salen del pozo en el

estrangulador creará una contra presión que utilizamos para controlar la presión de la

formación.

Los estranguladores ajustables manualmente no tienen un indicador de posición que sea

fácil de ver. Algunos tienen ranuras en el vástago de operación que muestran la posición.

Los estranguladores ajustables de manera remota tienen paneles con indicadores de

posición que leen desde “totalmente abierto” hasta “totalmente cerrado”, con marcas en

medio. El asa del estrangulador Cameron se mueve a la derecha para abrir el

estrangulador. El asa del estrangulador Swaco se mueve hacia la izquierda para hacer un

ajuste de apertura. Asegúrese de que sabe cómo utilizar su equipo antes de manipular una

manifestación. (Otra buena razón para llevar a cabo simulacros de estrangulación).

Los antiguos estranguladores ajustables remotos Cameron y Swaco usaban aire o

hidráulica para mover el estrangulador. Usted abre o cierra el estrangulador y luego

espera para ver el cambio en la presión que crea sobre el medidor de presión de

revestimiento. Luego de un lapso de tiempo, este cambio de presión en la presión de

revestimiento se verá en la presión de la tubería de taladro.

Los nuevos estranguladores están balanceados para presión. La presión del pozo o en el

pistón del estrangulador. Para abrir o cerrar el estrangulador, usted ajusta la presión

hidráulica más alta o más baja que la presión del pozo.

o Por ejemplo: Si usted está circulando con 650 psi de presión de revestimiento y

1250 psi de presión de tubería de taladro, la presión hidráulica al estrangulador se

ajusta a 650 psi. Si usted desea aumentar la presión de la tubería de taladro a

1300 psi, usted aumentaría la presión hidráulica del estrangulador a 700 psi. Esto

haría que el estrangulador se cierre ligeramente hasta que la presión de

revestimiento aumente en 50 psi. Después del lapso de tiempo la presión DP

aumentaría en 50 psi y la presión de circulación DP sería de 1313 psi.

Los estranguladores balanceados para presión son muy exactos, reaccionan de manera

rápida, son extremadamente útiles para control volumétrico del pozo y deberían

considerarse para cualquier actualización de torre y/ o requerimiento precontrato.

Estranguladores Cameron


Los estranguladores ajustables se utilizan para restringir o regular el flujo del pozo. Esta

restricción de flujo aplica una contra presión dentro del pozo para controlar la presión que

se siente en el pozo.

Cameron hace estranguladores ajustables manualmente y ajustable remotamente. Se

instalan en el múltiple de estrangulación con una válvula de entrada instalada en

cualquiera de los lados para permitir aislamiento.

El estrangulador ajustable remotamente es un estrangulador de tipo tapón y asiento. El

diseño del tapón y del asiento permite que las piezas puedan invertirse para proporcionar

una nueva cara de sellado y reducir gastos.

Panel Cameron


El estrangulador remoto tiene un panel de control que permite montar los medidores de

presión de tubería de taladro y revestimiento de lado a lado, por encima de un indicador

de posición de estrangulador de manera que puedan verse los ajustes en el estrangulador

sobre los medidores.

Los antiguos paneles Cameron tenían la capacidad de preestablecer una presión de

superficie anular máxima. Una vez se alcanzaba esta presión, el estrangulador abriría

automáticamente para mantenerse en una presión menor que la preestablecida. Si su

panel de estrangulación tiene esta característica, póngase en contacto inmediatamente

con Cameron y haga que la remuevan o deshabiliten permanentemente.

Super-Estrangulador Swaco


El estrangulador de perforación SWACO M-I es uno de los estranguladores de perforación

de alta presión más ampliamente utilizados en la industria.

El Swaco tiene tres métodos de operación:

o Operaciones normales - la bomba hidráulica es operada por aire

o Si se pierde el aire de la torre - la activación es manual con una bomba hidráulica

localizada en el patín de control remoto.

o Si se cortan las líneas hidráulicas - la activación es manual con una barra provista

sobre la cabeza del indicador.

Una ventaja del Swaco es la capacidad de destapar más fácilmente el estrangulador

debido a un taponamiento parcial.

Panel Swaco


Los paneles remotos Swaco tienen una bomba de aire dirigida por pistón que impulsa una

bomba hidráulica para operar el estrangulador. El suministro de aire también da energía al

indicador de posición. El suministro de aire debe permanecer en la posición ENCENDIDO

(ON) para garantizar que se reconozca cualquier fuga en el sistema y que el estrangulador

se encuentre en la posición cerrada durante la perforación.

El contador de golpes y el indicador de SPM utilizan energía eléctrica.

En una pinza retenedora al lado derecho, se encuentra una barra que puede utilizarse para

operar manualmente la hidráulica en el evento de que se pierda el aire de la torre.

Si se revienta una manguera hidráulica, puede usarse la misma barra para operar el

estrangulador de manera manual.

Sistema Acumulador


Las unidades de acumulador son unidades de almacenamiento de fluidos, bajo presión,

que proporcionan energía hidráulica almacenada para abrir y cerrar los BOP el evento de

una falla total de energía. Uno de los primeros fabricantes fue Koomey y aún se les llama

"unidades Koomey".

La energía se crea mediante el uso de gas nitrógeno comprimido a 1000 psi, en botellas,

que está aislado del fluido mediante flotadores o vejigas de caucho.

El fluido se bombea en las botellas a una presión de 3000 psi, comprimiendo aún más el

nitrógeno.

Una vez se hace funcionar el elemento BOP, el nitrógeno comprimido, fuerza del fluido

fuera de la botella para la función del BOP. El fluido regresa desde el lado opuesto del

pistón BOP a una reserva de fluido desde donde se bombea nuevamente a la botella.

Los interruptores activados por presión encienden y apagan automáticamente las bombas

para mantener la presión en las botellas.

Múltiple Koomey


El múltiple consta de los tres medidores de presión:

o Presión de acumulador (fluido almacenado) - 3000 psi

o Presión del múltiple (arietes y válvulas) - 1500 psi

o Presión anular (Hydril, Cameron o Shaffer) - entre 750 psi hasta 1500 psi

dependiendo del fabricante.

El regulador de presión del múltiple es un regulador operado manualmente que toma la

presión operacional de 3000 psi y la regula para suministrar 1500 psi a todos los arietes y

válvulas HCR en la pila BOP. Hay una válvula puente antes del regulador que entregará

toda la presión operacional al múltiple para emergencias, tales como cortar la tubería de

perforación.

El regulador de presión anular remotamente operable toma la presión operacional y la

reduce a la presión de cierre inicial recomendada por el fabricante. Este regulador se

ajusta de manera remota. Asegúrese de no drenar este regulador con el aire de pérdida de

torre. (Estilo KR viejo).

Criterios del Acumulador


API RP 53 – 12.3.2 - Los sistemas BOP deben tener suficiente volumen de fluido hidráulico

utilizable (con bombas no operativas) para cerrar un preventor tipo anular, todos los

preventores tipo ariete a partir de una posición totalmente abierta, y abrir una válvula

HCR contra una presión de pozo de cero. Después de cerrar un preventor anular, todos los

preventores de tipo ariete y abrir una válvula HCR, la presión restante debe ser de 200 psi

(1.38 MPa) o más, por encima de la presión de pre carga mínima recomendada.

API RP 53 – 12.3.3 - Tiempo de respuesta del acumulador. El tiempo de respuesta entre la

activación y la operación completa de una función se basa en el cierre y sello del BOP o

válvula. Para instalaciones de superficie, el sistema de control BOP debe ser capaz de

cerrar cada ariete del BOP dentro de 30 segundos. El tiempo de cierre no debería exceder

los 30 segundos para BOP anulares menores de 18 ¼ pulgadas (47.63 cm) de calibre

nominal y 45 segundos para preventor es anulares de 18 ¾ pulgadas (47.63 cm) de calibre

nominal y mayores. El tiempo de respuesta para las válvulas de choque y de matar (bien

sea abiertas o cerradas) no debería exceder el máximo tiempo de respuesta de cierre del

ariete observado.

API RP 53-12.3.5 - Pre carga del acumulador. La presión de pre carga en cada botella del

acumulador debe medirse antes de la instalación de cada pila BOP, sobre cada pozo, y

ajustarse, de ser necesario. La presión mínima de pre carga para un acumulador de

presión de trabajo de 3000 psi (20.7 MPa) debe ser de 1000 psi (6.9 MPa). La presión de

pre carga mínima para un acumulador de presión de trabajo de 5000 psi (34.5 MPa) debe

ser de 1500 psi (10.3 MPa). La presión de pre carga debe verificarse y ajustarse dentro de

un límite de 100 psi (0.69 MPa) de la presión de pre carga seleccionada al comienzo de la

perforación de cada pozo.

API RP 53-12.4.1 - Un sistema de bombeo consta de una o más bombas. Cada sistema de

bombeo (primario y secundario) debería tener fuentes de energía independientes, tales

como electricidad o aire. Cada sistema de bombeo debería tener suficiente cantidad y

tamaño de bombas como para llevar a cabo lo siguiente de manera satisfactoria: Con los

acumuladores aislados de servicio, el sistema de bombeo debería ser capaz de cerrar el

BOP anular (sin incluir el desviador) sobre el tamaño mínimo de tubería de taladro que se

está utilizando, abrir la válvula de estrangulación operada hidráulicamente, y proporcionar

el nivel de presión operacional recomendado por el fabricante del BOP anular para

efectuar un sello en el anular en dos minutos.

API RP 53-12.4.5 - El suministro eléctrico y/ o aire (neumático) para dar energía a las

bombas debería estar disponible en todo momento de manera que las bombas arranquen

automáticamente cuando disminuya la presión del sistema a aproximadamente 90% de la

presión de trabajo del sistema y se detengan automáticamente entre mas cero y menos

100 psi (0.69 MPa) de la presión de trabajo del sistema de control BOP.

Regulador Anular


En unidades más viejas, el regulador anular remoto era operado por presión de aire desde

el piso de la torre. Consistía de un diafragma que, a medida que aumentaba la presión,

empujaba un pistón operativo y permitía un puente de fluidos. Entre más presión de aire,

más presión de fluido se permitía. Si se perdía la presión de aire, el diafragma retornaba a

la posición central y la presión hidráulica regresaba a cero.

Los modelos más nuevos son unidades operadas con aire o electricidad que utilizan un

servomotor para rotar una varilla roscada para mover el pistón. En el evento de una

pérdida de energía, la presión regulada permanece en su último ajuste y da la capacidad

de ajustar manualmente la presión en la unidad.

Válvulas de 4 Vías


Válvulas de "4 vías" es un término que se emplea a veces para las válvulas de control del

acumulador.

Cada componente y cada válvula hidráulica de la pila BOP tendrá una de estas válvulas

dedicada a su función.

Cuando se hace funcionar una válvula, un dispositivo rotatorio alinea los puertos que

permiten que el fluido regulado a 1500 psi fluya a la función seleccionada. El fluido desde

el lado opuesto del pistón operativo permitirá un flujo de regreso al depósito.

Durante la perforación, cada válvula en uso debe encontrarse en la posición abierta o

cerrada, dependiendo del componente que controle.

Mientras se encuentra en la posición neutral o bloqueada, la manguera conectada a la

última posición seleccionada se mantendrá bajo presión. Debe tenerse mucho cuidado al

desconectar las mangueras para asegurarse de que se haya purgado la presión.

Tenga cuidado de no doblar las mangueras. Esto creará una restricción y reducirá la

velocidad de la entrega de fluido lo que hace que el BOP funcione más lentamente. Al

remover las mangueras, tenga listos tapones para los extremos, para instalarlos y evitar

que ingresen escombros a su sistema hidráulico. Las válvulas de "4 vías" se dañan

fácilmente cuando tienen escombros internos.

Almacenamiento de Fluidos


La botella de almacenamiento más común para acumuladores de BOP de superficie es la

botella de 11 galones. Instalamos una vejiga de caucho que ocupa un galón del volumen,

de manera que esas botellas se llaman a veces botellas de 10 galones.

Para suministrar la "energía" para nuestros acumuladores pre cargamos con 1000 psi de

gas nitrógeno (N2). Una reducción en la presión de pre carga causará una reducción en el

fluido utilizable. Es crítico para la seguridad del equipo confirmar que se utilice

únicamente nitrógeno.

Ahora necesitamos algún fluido para operar los BOP, de manera que arrancamos las

bombas y llevamos la presión hasta la presión mínima del sistema, que es 200 psi por

encima de la pre carga. Presión mínima del sistema = 1200 psi.

La ley de Boyles muestra que hemos bombeado:

o P1 = 1000 psi

o V1 = 10 galones

o P2 = 1200 psi

o V2 = (1000 psi x 10 galones) / 1200 psi = 8.3 galones de N2

o 10 galones N2 - 8.3 galones N2 = 1.7 galones de fluido para comprimir el N2 a 1200

psi.

Nuestro volumen de fluido en la botella es 1.7 galones, pero a la presión mínima del

sistema, de manera que nada de este volumen es utilizable.

Fluido utilizable


Ahora necesitamos algo de fluido utilizable para operar los BOP, por lo que arrancamos las

bombas y llenamos la botella con fluido a la presión operacional de 3000 psi.

La Ley de Boyles muestra que hemos bombeado un total de:

o P1 = 1000 psi

o V1 = 10 galones

o P2 = 3000 psi

o V2 = (1000 psi x 10 galones) / 3000 psi = 3.3 galones de N2

o 10 galones N2 - 3.3 galones N2 = 6.7 galones de fluido para comprimir el N2 a 3000

psi.

API RP 53 – 12.3.1 - Para los propósitos de esta sección, aplica las siguientes definiciones:

o A. Fluido hidráulico almacenado. Volumen de fluido recuperable desde el sistema

acumulador entre la presión operativa máxima diseñada del acumulador y la

presión de pre carga.

o B. Fluido hidráulico utilizable. Volumen de fluido recuperable desde el sistema

acumulador entre la máxima presión operativa del acumulador y 200 psi (1.38

MPa) por encima de la presión de pre carga.

Por definición, el fluido hidráulico almacenado

por botella es 6.7 galones para un sistema de

3000 psi precargado a 1000 psi.

El fluido utilizable por botella es la diferencia

entre el fluido almacenado a 3000 psi el fluido

almacenado 1200 psi. Esto es cinco galones

por botella.

Tamaño del Acumulador


API RP 53 – 12.3.2 - Los sistemas BOP deben tener suficiente volumen de fluido hidráulico

utilizable (con las bombas no operativas) tipo anular, todos los preventores tipo ariete, a

partir de una posición totalmente abierto, y abrir una válvula HCR contra una presión de

pozos de cero. Después de cerrar un preventor anular, todos los preventores tipo ariete, y

abrir una válvula HCR, la presión restante será de 200 psi (1.38 MPa) o más por encima de

la presión mínima recomendada de pre carga.

Si el volumen total que cumple con este requerimiento (con el BOP a continuación) es 39

galones, entonces necesitaremos:

o 39 galones / 5 galones utilizables = 7.8 o 8 botellas.

Muchas agencias regulatorias requieren incluir un factor de seguridad en los

requerimientos de tamaño del acumulador. Oxy recomienda un factor de seguridad del

50%. Esto cambiaría el requerimiento de botellas a:

o 39 galones x 1.5 SF = 58.5 galones

o 58.5 galones / 5 galones utilizables = 11.7 o 12 botellas.

Siempre verifique los requerimientos regulatorios locales en su área operativa.

Mejores Prácticas Koomey


Lo siguiente es tomado del Manual de Perforación IADC, Capítulo K - Equipo,

Procedimientos BOP.

o 3. Operación

o Los procedimientos de control de pozo se discuten en la sección K3. Estos procedimientos

pretenden informar acerca de posibles prácticas de control de pozo que han comprobado ser

prácticas. No deben interpretarse como una solución a todos los problemas. Los fabricantes

de sistemas de control generalmente hacen las siguientes recomendaciones operacionales.

o 1. Durante la perforación normal, las válvulas de control del preventor de reventones están

típicamente en la posición abierta, las válvulas de matar y de estrangulación están

típicamente en la posición cerrada. Esto bloquea hidráulicamente el BOP en posición, da una

indicación visual de la posición del anular, del ariete o de la válvula, y lo que es más

importante, indica fugas en las válvulas, líneas, o en el BOP, que pueden detectarse porque

las bombas arrancan con demasiada frecuencia.

o 2. Asegúrese de que la energía de todos los sistemas de bombas (AID y electricidad) se

encuentre "en línea" en todo momento.

o 3. Asegúrese de que todos los bancos acumuladores se encuentran "en línea" en todo

momento.

o 4. Asegúrese de que los límites automáticos "on/ off” del sistema de bombas están ajustados

apropiadamente. Ajustar el corte del sistema de bombas demasiado bajo da como resultado

una reducción significativa de la capacidad de fluido utilizan que el sistema acumulador.

Ajustar el punto de “encendido” del sistema de bombas demasiado bajo da como resultado

que la presión del acumulador sea demasiado baja, y la capacidad de fluido utilizable se

reduce significativamente, por lo que el desempeño del BOP se ve afectado de manera

adversa.

o 5. Asegúrese de que la pre carga de nitrógeno en todos los acumuladores se mantiene

adecuadamente dentro de los límites especificados. Una pre carga reducida disminuye el

fluido recuperable (utilizable) del acumulador. Una pre carga cero (vejiga probablemente

rota) es igual a ningún fluido recuperable. La pre carga de nitrógeno debe medirse cuando

hay cero presión hidráulica en los acumuladores. Esto significa que deben purgarse de

regreso al depósito para medir la pre carga.

o 6. Operar con el depósito de fluidos aproximadamente a medio llenar. Los depósitos

típicamente tienen el tamaño para mantener al menos 2 veces el fluido recuperable

(utilizable) del sistema acumulador. Esto significa que es posible purgar todos los

acumuladores sin desbordar el depósito. Los sistemas más nuevos construidos según API RP

16E, tienen veinticinco por ciento (25%) de aislamiento del banco de acumuladores. También

tienen válvula de aislamiento y de purga en cada banco, lo que permite verificar la pre carga

en un banco a la vez sin detener las operaciones.

o 7. Asegúrese de que todos los componentes del sistema de control BOP se encuentran en

buen estado de funcionamiento, limpios, y, cuando se requiera, lubricados.

Separador Lodo / Gas (MGS)


La prueba debe llevarse a cabo como se muestra a continuación:

1. Coloque una junta de tubería de taladro en la pila BOP.

2. Ajuste el regulador para proporcionar 1500 psi de presión operativa al preventor anular.

3. Apague el suministro de energía a las bombas del acumulador.

4. Resiste la presión inicial del acumulador. Esta presión debe ser la presión operativa diseñada de los acumuladores. (Por

ejemplo, 3000 psi).

5. Cierre de la válvula de 4 vías para el preventor anular.

Registre el tiempo de cierre hasta que el anular este completamente cerrado y el medidor de presión del anular

haya regresado a 1500 psi.

Registre la presión del acumulador.

6. Cierre la válvula de 4 vías para el ariete de tubo superior.

Registre el tiempo de cierre hasta que el ariete esté totalmente cerrado y el medidor de presión del múltiple haya

regresado 1500 psi


7. Para evitar el colapso de la tubería, NO cierre los ariete ciegos. Para simular los requerimientos de fluido de los ariete ciegos,

abra la válvula de 4 vías para el ariete de tubo superior.


regresado 1500 psi


8. Cierre de la válvula de 4 vías para el ariete de tu interior.


regresado 1500 psi


9. Abra la válvula de 4 vías para el estrangulador HCR.

Registre el tiempo de cierre hasta que el HCR esté totalmente abierto y el medidor de presión del múltiple haya

regresado 1500 psi


Registre la presión final del acumulador. Esta presión final debe estar al menos 200 psi por encima de la presión

de pre carga.

10. Después de que los preventores se han alineado nuevamente para perforación, recargué el sistema acumulador a su presión

operacional utilizando las bombas del acumulador.

Separador Lodo / Gas (MGS)


API RP 53 - 15.9 SEPARADOR LODO/GAS

o El separador lodo / gas se utiliza para separar gas del fluido de perforación que es

corte de gas. El gas separado puede ventilarse entonces a una distancia segura de

la torre. Generalmente, están en uso dos tipos básicos de separadores lodo/ gas.

El tipo más común es el separador lodo/ gas atmosférico, llamado algunas veces

“Gas Buster o Poor Boy separator”. Otro tipo de separador lodo/gas está diseñado

de manera que puede operarse a una contra presión moderada, usualmente

menor de 100 psi (0.69 MPa), aunque algunos diseños se operan a presión de

línea de ventilación de gas que es la presión atmosférica más la caída de fricción

de línea. Todos los separadores con control de nivel líquido pueden llamarse

separadores lodo/ gas presurizados. Tanto los separadores lodo/ gas atmosféricos

como los presurizados tienen ventajas y desventajas. Algunos lineamientos son

comunes para ambos tipos de separadores lodo/ gas. Debe proveerse una línea

puente a la tea en caso de mal funcionamiento o en el evento en el cual se exceda

la capacidad del separador lodo/ gas. También deben tomarse precauciones para

evitar la erosión en el punto en que el fluido de perforación y el flujo de gas

golpean la pared de la nave. Deben hacerse provisiones para una limpieza fácil de

las naves y líneas en el evento y en taponamiento.

API RP – 53 - 15.1 DEGASIFICADOR

o Puede utilizarse un degasificador para remover burbujas de gas entremezcladas

en el fluido de perforación que son demasiado pequeñas para ser removidas

mediante el separador lodo/ gas. La mayoría de los degasificadores hacen uso de

algún grado de vacío para ayudar en la remoción de este gas entremezclado. La

línea de entrada de fluido de perforación al degasificador debe colocarse cerca de

la línea de descarga de fluidos de perforación desde el separador lodo/ gas para

reducir la posibilidad de que el gas se salga del fluido de perforación en el foso.

Operación Separador Lodo / Gas (MGS)


Hay tres componentes para un separador lodo/gas, que gobiernan su eficiencia.

Línea de Ventilación - La presión en el separador está determinada por la ficción de

presión a medida que el gas fluye fuera de la línea de ventilación. Esta presión de fricción

se reduce si:

1. El ID de la línea de ventilación es mayor.

2. Se reduce la tasa de flujo de gas.

3. Se mantiene al mínimo el número de dobleces en la línea de ventilación.

Separador - La separación del gas del fluido tiene lugar en las salpicaduras de la mezcla

contra las paredes internas del separador lodo/ gas. El diseño del separador se considera

eficiente si:

1. Hay muy poco gas entremezclado en el líquido que sale por la parte inferior del

MGS.

2. Apenas unas pocas gotas pequeñas de líquido pasa por la línea de ventilación.

Pierna líquida - La pierna líquida proporciona una barrera entre la mezcla lodo/ gas en el

separador y el arreglo del foso de lodos. Si la presión en el separador se hace más grande

que la cabeza hidrostática de la pierna líquida, el gas desplaza al fluido y ventila hacía el

área de la zaranda. La cabeza hidrostática de la pierna de sellado depende de tres

elementos:

1. Altura de la pierna de sellado.

2. Diámetro del tubo en U y fricción creada.

3. Densidad del líquido en el tubo en U.

Al determinar el tamaño de separado requerido, la densidad del líquido en

la pierna de sellado debe ser la densidad del líquido más ligera esperada.

Esquema del MGS


Diámetro - Cuando la mezcla lodo/ gas fluye dentro de la nave a alta velocidad y golpea

sobre la pared del separador, se forman pequeñas gotas de lodo. La consideración

principal en la determinación del diámetro es que la velocidad de asentamiento de las

gotitas de lodo sea más alta que la velocidad hacia arriba del flujo de gas en el separador.

Esto garantizará que la mayoría de las pequeñas gotas puedan asentarse en el lodo. Las

pequeñas gotas de lodo en la línea de ventilación aumentarán la contra presión de

fricción, lo que aumenta la presión operativa del separador. Una entrada tangencial al

separador es más eficiente que un punto de entrada medio, directo. Ver dibujo adjunto).

Altura - La entrada al MGS debería colocarse muy por debajo de la entrada de la línea de

ventilación; esto evitaría el transporte directo de pequeñas gotas de líquido dentro de la

línea de ventilación. La distancia desde la entrada hasta la parte superior de la nave debe

ser suficiente para permitir la separación de gas y la retención del lodo. Retención es el

tiempo que el fluido permanece dentro del separador y permite que el gas entremezclado,

que no salió inicialmente, se separe del líquido y sea ventilado. Para ayudar en esta

separación secundaria, deben instalarse deflectores para esparcir el lodo y aumentar el

área de superficie de éste.

Sello líquido - (Tubo en U). La línea de salida de lodo debe diseñarse para manipular

retornos de lodo viscosos, contaminados y debe tener un DI mínimo de 8” para minimizar

la pérdida de presión y el riesgo de bloqueo. Además, el diseño del tubo en U debe

configurarse de manera tal que pueda mantenerse un nivel estático de lodo de 2 a 4 pies

en la nave. (Para retención). La altura total de la pierna líquida debe ser mínimo de 10

pies. La parte superior del tubo en U debe ser el punto más alto de toda la tubería de

salida de lodo. Para evitar que el tubo en U sea absorbido por el flujo de lodo aguas abajo,

debe instalarse un sifón vertical del extremo abierto en la parte superior del tubo en U,

extendido hasta más allá de la parte superior del cuerpo del separador. Es esencial que

esta línea de entrada esté separada de la línea principal de ventilación de gas. Muchos

pozos han conectado esta línea a la línea de ventilación principal, lo que causa que el gas

sea inyectado dentro del lodo que regresa a las zarandas. Algunos pozos han

experimentado ventilar mezclas lodo/ gas desde esta línea. Al inspeccionarla, se encontró

que la tubería interna estaba erosionada y que el sello líquido ya no era efectivo.

Línea de ventilación - La línea de ventilación debe ser mínimo de 8” de ID con tan pocos

dobleces y vueltas como sea posible. No debe ser más larga de lo necesario para

operaciones seguras, para minimizar la fricción. Para operaciones mar adentro, tenga en

cuenta la hidrostática del gas cuando calcule la presión operacional. En operaciones en

tierra, tenga cuidado de que no haya "trampas" en la ruta de la línea de ventilación. Éstas

pueden recolectar fluido y taponar la línea de ventilación.

Esquema del MGS


MGS Swaco


Degasificador de Vacío


los degasificadores de vacío remueven volúmenes más pequeños de gas atrapado en el

fluido. Funcionan mediante la creación de un vacío, bien sea mediante una bomba de

vacío directo o mediante efecto venturi.

El fluido de corte de gas se vierte en un contenedor donde salpica contra placas

deflectoras. A medida que aumenta el área de la superficie del fluido, el gas rompe y es

extraído mediante el vacío a una línea de ventilación. El fluido desgasificado regresa

entonces al sistema.

En algunos pozos mar adentro, la línea de ventilación está conectada a la línea de

ventilación del MGS. En este caso debe instalarse una válvula de seguridad de no retorno

para la línea del degasificador de vacío.

Los degasificadores de vacío deben utilizarse durante la perforación cuando hay presencia

de gas en el fluido y al circular manifestaciones de gas. El lodo de corte de gas no reducirá

la presión hidrostática en mayor medida durante operaciones normales, pero la

recirculación de lodo de corte de gas bajará sustancialmente la presión hidrostática.

BOP Interno (IBOP)


Es importante que el equipo apropiado esté disponible en el pozo para aliviar con el flujo

entrante una vez se ha circulado a la superficie.

El flujo de retorno debe llevarse a la tubería a través del separador lodo gas, hasta el

degasificador de vacío.

El degasificador de vacío está diseñado para remover las pequeñas burbujas de gas

residual que quedan en el lodo después de haberlo procesado a través del separador lodo

gas. El degasificador debe estar alineado en todo momento durante la operación de

control de pozo.

Es importante que el degasificador funcione de manera apropiada, y como tal, debe

probarse con regularidad. Mientras se perfora con retornos de corte de gas, puede

verificarse el degasificador de la siguiente forma:

o Medir el peso real (corte de gas) del lodo en la caja del cabezal del agitador.

o Medir el peso real del lodo a la salida del degasificador. Si el peso real del lodo a la

salida del degasificador es mayor que el peso real del lodo a la entrada, el

degasificador está funcionando.

Para manifestaciones que exceden la capacidad del separador lodo gas, o que contienen

fluidos tóxicos, usted debe instalar una línea desde el múltiple, aguas abajo de la válvula

de choque, hacia la borda, a una tea, o al pozo de reserva. Debería ser fácil desviar los

retornos desde el separador lodo gas hasta la línea de tea.

Puede ser necesario utilizar esta línea durante un evento de control de pozo en las

siguientes situaciones:

o la tasa de flujo de gas es demasiado alta para el separador lodo gas

o se están formando hidratos en la línea de ventilación de gas desde el separador

lodo - gas

o se encuentra que el gas contiene H2S

o el sistema de lodos está sobrecargado

La línea que se requiere para manipular gas de alta velocidad debe ser tan recta como sea

posible para minimizar la erosión y debe estar ancladas de manera apropiada.

BOP Interno (IBOP)


Las Válvulas de Seguridad de Apertura Total tienen muchos nombres;

o Válvula TIW

o Válvula de cuchilla

o Válvula “Kelly cock”

Todas tienen un propósito. Se instalan para prevenir el flujo de fluido desde la tubería del

taladro o los acoples.

La FOSV debe verificarse en cada jornada para asegurarse de que funcione libremente,

que se encuentre en posición abierta, que la llave de operación sea accesible y que puede

levantarse e instalarse fácilmente por parte del equipo.

Durante un disparo, debe instalarse esta válvula antes de cerrar el BOP. Si la rosca del

extremo del vástago no se ajusta a la tubería en la rotatoria, debería instalarse una sección

acanalada en el FOSV. El tiempo que toma instalar la sección acanalada una vez comienza

el flujo, podría hacer que el flujo fuera lo suficientemente fuerte como para evitar la

instalación.

Siempre lleve a cabo una prueba de presión a la válvula desde la parte inferior para

verificar la presión baja/ alta.

BOP Interno (IBOP)


La IBOP, (llamada algunas veces válvula gris) es una válvula de cheque de no retorno,

instalada por encima de la FOSV si el plan es insertar tubería en el agujero.

o Si está instalada, recuerde abrir la FOSV antes de comenzar la inserción.

La IBOP debe verificarse en cada jornada. Debe presionarse y asegurarse la barra de

liberación, de manera que la válvula se encuentre en posición abierta para el centrado.

Libere la barra y asegúrese de que se mueve libremente.

La rosca del extremo macho debe ser la misma que la de la caja de la FOSV.

El equipo debe ser capaz de centrar fácilmente la válvula.

Esta válvula también debe probarse desde la parte inferior a baja/ alta presión.

Juntas de Anillo API


Las válvulas flotantes se instalan para evitar el retorno de fluidos a través de la sarta de

perforación. Hay dos tipos; el tipo émbolo y el tipo ALETA. Ambos tipos permiten circular

fluido de manera convencional, pero se cerrarán cuando la presión diferencial en el anillo

sea igual o mayor.

Correr un flotador en la sarta de perforación puede evitar una lectura inicial de Presión

Abierta en la tubería de perforación. Usted podría tener que bombear el flotador para

registrar una Presión Abierta en la tubería de perforación (SIDPP). Éste procedimiento se

describe en el Capítulo 3.

Algunas operaciones prefieren correr un flotador portado para permitir que se ecualice la

presión cuando se cierra. Si su operación corre flotadores portados, tenga cuidado al

registrar la presión de cierre. Flotadores parcialmente taponados pueden evitar una

presión de cierre exacta y asumir que la lectura de la presión es exacta, puede llevarle a

calcular un fluido de bajo peso de control.

Las válvulas de flotador no están taradas para presión ni son probadas para presión y no

pueden considerarse como una barrera.

Juntas de Anillo API


Las juntas de anillo son los componentes del sello de presión para el BOP y para las

conexiones de cabeza de pozo. NUNCA reutilice una junta de anillo, reemplácela.

Se utilizan tanto para conexiones bridadas como para conexiones de junta mecánica.

Una de las mayores fuentes de falla es el daño a la junta de anillo o a la ranura del anillo.

No utilice cepillos metálicos ni raspadores al limpiar el revestimiento de las juntas ni los

restos en las ranuras. Siempre cubra las ranuras del anillo al transportarlas o al mover la

pila. Reparar las ranuras del anillo puede ser costoso.

Siempre limpie y seque la ranura antes de instalar la junta de anillo.

Ajuste las bridas de las juntas de forma pareja para aplicar la misma carga a la junta.

NUNCA empaquete una ranura de anillo ni envuelva una junta de anillo para reparar una

fuga para obtener una presión de prueba.

Junta API Tipo R


La junta de anillo tipo R no se energiza por presión interna.

El sellado tiene lugar a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y la

junta.

La junta puede ser de sección octagonal u ovalada.

El diseño tipo R no permite contacto cara a cara entre las bridas. Las cargas externas se

transmiten a través de la superficie de sellado del anillo. La vibración y las cargas externas

pueden hacer que las pequeñas bandas de contacto entre el anillo y las ranuras del anillo

se deformen plásticamente, de manera que la junta pueda desarrollar una fuga, a menos

que los pernos de las bridas se ajusten semanalmente.

Junta API Tipo RX


En la junta de anillo energizada por presión tipo RX, el sellado tiene lugar a lo largo de

pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el diámetro externo de la junta. La junta

se hace ligeramente más grande en diámetro que la ranuras y se comprime ligeramente

para alcanzar el sellado inicial.

El diseño RX no permite contacto cara a cara entre los cubos o las bridas.

La junta tiene superficies que soportan grandes cargas en su diámetro interior para

transmitir las cargas externas sin deformación plástica de la superficie de sellado.

Debe utilizarse una junta nueva cada vez que se haga la unión.

Junta API Cara a Cara Tipo RX

Energizada por Presión


API adoptó la junta de anillo energizada por presión cara a cara tipo RX, como junta

estándar para cubos de abrazadera.

El sellado tiene lugar a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras del

anillo y el diámetro exterior de la junta.

La junta se hace ligeramente más grande que la ranuras. Se comprime ligeramente para

alcanzar el sellado inicial. El aumento en el ancho de la ranura asegura el contacto cara a

cara entre los cubos, pero esto deja a la junta sin soporte en su diámetro interior. Sin

soporte del diámetro interior de la ranuras del anillo, la junta puede no permanecer

perfectamente redonda a medida que se ajusta. Si la junta se comba o se aplana, puede

haber fugas.

Ranura API Cara a Cara Tipo RX

Energizada por Presión


Cameron modificó las ranuras de las juntas de anillo cara a cara RX energizada por presión

para prevenir fugas causadas por deformación.

El diámetro interno de la junta también hace contacto con las ranuras del anillo cuando se

conecta.

Junta API Tipo BX

Energizada por presión


La junta de anillo BX energizada por presión se diseñó para contacto cara a cara de los

cubos o de las bridas.

El sellado tiene lugar a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras del

anillo y el diámetro exterior de la junta. La junta se hace ligeramente más grande que las

ranuras. Se comprime ligeramente para alcanzar el sellado inicial.

El propósito del diseño BX fue un contacto cara a cara entre los cubos o las bridas. Sin

embargo, las tolerancias de la ranura y de la junta que se adoptan, son tales, que si la

dimensión del anillo está en el lado más alto y la dimensión de la ranura está en el lado

bajo, el contacto cara a cara puede ser difícil de lograr.

Sin contacto cara a cara, la vibración y las cargas externas pueden causar deformación

plástica del anillo lo que puede dar como resultado fugas.

La junta BX se fabrica frecuentemente con agujeros axiales para asegurar un balance de

presión, ya que tanto el diámetro interior como el diámetro exterior de la junta pueden

estar en contacto con las ranuras.

Pruebas BOPE Oxy


Los componentes BOPE estarán tarados para exceder el MASP calculado. El preventor

anular se excluye de este requerimiento.

Se hará una prueba de presión a los componentes BOPE (incluida la columna BOP, el

múltiple de estrangulación en las líneas de estrangulación) con la siguiente frecuencia:

o Al instalarlos. Si se hace una prueba “stump” al BOPE, únicamente se requiere

probar las conexiones al momento de la instalación.

o Después de 21 días desde la última prueba de presión del BOPE. Cuando el plazo

para la prueba de 21 días se venza en el futuro cercano, considere hacer una

prueba al BOPE antes de perforar zonas con H2S, presión anormal, o cualquier

retorno perdido para prevenir pruebas mientras se perforan estos intervalos.

o En cualquier momento en que se rompa una conexión BOPE, la rotura debe recibir

una prueba de presión.

o Cuando se usan arietes de tipo calibre variable con sartas de tubería con reducción

cónica, los arietes deben recibir una prueba de presión para todos los tamaños de

tubería anticipados.

Procedimientos de prueba requeridos

Se recomienda probar el BOPE con el uso de un tapón de prueba u otros medios para

aislar el revestimiento y el agujero abierto de las presiones de prueba.

o Pruebas de baja presión - Primero deben probarse los componentes a presión de

prueba baja de 250 psi. Si durante la prueba la presión excede los 500 psi, debe

purgarse la presión hasta 0 psi y reiniciar la prueba. Presurizar más allá de 500 psi

puede inducir un sello y dar un resultado de prueba falso.

o Pruebas de alta presión - Todos los BOPE, excluido el preventor anular se probarán

a un mínimo de 500 psi sobre el MASP calculado para la sección del agujero. Para

minimizar el tiempo de prueba durante secciones de agujero subsecuentes, la

prueba de presión BOPE inicial debe hacerse al máximo MASP calculado para todo

el pozo. Si no, serán necesarias pruebas BOPE subsecuentes. El preventor anular

debe probarse al 70% de su presión de trabajo tarada o 500 psi por encima del

MASP, cualquiera que sea menor.

Duración de la prueba y purga permitida.

Al probar contra un tapón de prueba, cada prueba debe mantenerse por un mínimo de

cinco (5) minutos sin purga de presión.

Cuando no se utiliza un tapón de prueba, cualquier componente BOPE probado contra el

revestimiento debe probarse por 30 minutos con menos de un 10% de purga.

Pruebas BOPE Oxy


Mantenimiento de registros de pruebas de presión

Se mantendrán gráficas en la ubicación durante la duración de las operaciones del pozo. El

gerente del sitio de perforación y el representante del contratista firmarán y datarán las

gráficas.

Todas las pruebas se documentaran en el informe IADC.

Cada torre tendrá un procedimiento de prueba y una hoja de pruebas BOPE. La hoja de

pruebas BOPE documentará la secuencia de las pruebas. La hoja también anotara la

estación de control desde la cual se hizo funcionar el BOPE y los tiempos de actuación.

Los registros se mantendrán en la oficina por un (1) año después del completamiento del

pozo. Las gráficas y las hojas de prueba BOPE deben escanearse y almacenarse en

OpenWells como parte del archivo permanente del pozo.

Pruebas de función

Se hará una prueba de función a todos los componentes cada siete (7) días.

Se hará una prueba de función a todos los arietes después de correr revestimiento o

segmentación. Deben alternarse las pruebas de función entre estaciones de control.

Se medirán y registrarán los tiempos de actuación durante las pruebas de función.

Todas las pruebas de presión se harán con agua o con un líquido transparente apropiado

con viscosidad similar a la del agua (como por ejemplo una mezcla 50/50 glicol/agua) para

temperaturas por debajo del punto de congelación.

Tapón de Prueba


Asegurarse de que las válvulas de la cabeza del revestimiento siempre estén

abiertas cuando un probador de tapón de cabeza de revestimiento esté en uso.

Los probadores de tapón de cabeza de revestimiento vienen en muchas formas y

tamaños. Dejar de seleccionar el tamaño y estilo del tapón de prueba puede

causar problemas. Las formas del colgador de cabeza de revestimiento varían. Por

ejemplo, una cabeza de tubería CIW Tipo “F” de 5000 psi tiene contornos en forma

de cono, mientras que la cabeza tipo DCB tiene un contorno recto. Inserte un

probador de tapón tipo F en una cabeza tipo DCB, presurice y ambos se volverán

prácticamente inseparables. Siempre consulte con el fabricante de la cabeza de

revestimiento para garantizar que se utiliza el probador de tapón apropiado.

Algunos probadores de tapón de cabeza de revestimiento se fabrican con un

puerto integral, que permite presurizar la cavidad del calibre del BOP por la sarta

de prueba de tubería de perforación. Si el probador de tapón no está equipado

con un puerto integral, puede utilizarse un sub perforado con el tapón de prueba.

Copa de Prueba


Copa de Prueba

Las copas de prueba se utilizan para hacer pruebas de

presión a las válvulas de cabeza de pozo, a la brida de

cabeza de pozo y a los sellos entre cabeza de pozo y

revestimiento.

Asegúrese de utilizar el tamaño correcto de copa (para

el peso del revestimiento).

El probador de copa se hace sobre tubería de

perforación y se baja por debajo de la cabeza del pozo.

La presión aplicada al probador de copa impone

directamente una carga sobre la tubería de perforación

que puede causar una falla en la tubería de perforación,

particularmente con tubería Grado E. Utilice tubería

S135 o de peso pesado para todas las pruebas de

revestimiento.

Otro método es correr un probador de tapón en

combinación con un probador de copa. Después de

aterrizar el tapón de prueba, puede aplicarse presión de

prueba a través de las salidas de la cabeza de

revestimiento. Esto permite que la cabeza del

revestimiento soporte las fuerzas inducidas por la copa.

Recuerde que todos los probadores de copa son

dispositivos de suabeo. Para prevenir el suabeo, hale

lentamente la copa y nunca corra una sarta de prueba

que no se encuentre completamente abierta a la

atmósfera. En otras palabras, la parte inferior de la copa

siempre debe estar abierta a través del agujero de la

sarta de prueba.

Revestimiento de 13 3/8” N-80 72 lb/pie, ID – 12.35 probado a

3.000 psi será;

12.352 x 0.7854 x 3000 psi = 359.373 lbs de fuerza

¿Qué grado de tubería de perforación necesitará?

¿Cuál es la tara de carga de tensión?

¿Cuál es la tara de colapso?

¿Cuál es la tara de fractura del revestimiento?

Capítulo 7: Responsabilidad y Procedimientos

Rev. 7 12/2010 Capítulo 7 – Responsabilidad y Procedimientos 1

Norma de control de pozos – Página 2 – 6

Reunión Pre- perforación – Página 7

Plan de control de pozo – Página 8

Lista de verificación – Página 9, 10

Responsabilidades – Página 11 – 12

o DSM

o Ingeniero de perforación

o Capataz

o Perforador

o Ingeniero de lodos

o Asistente del perforador

o Equipo de torre

Reportes – Página 13

Cierre

o Perforación – Página 14

o Corrida – Página 15

o BHA – Página 16

o Tubería fuera del agujero – Página 17

o Revestimiento – Página 18

Taladros – Página 19

o Taladro de pozo – Página 20

o Taladro de corrida – Página 21

o Taladro de desvío – Página 22, 23

o Taladro de estrangulador – Página 24

Estándar Mundial – Control de Pozos


1. Propósito

El propósito de esta norma de control de pozos es el de garantizar la consistencia en la

forma en que Occidental Oil and Gas Corporation enfoca los asuntos de control de pozo en

cada Unidad de Negocios alrededor del mundo.

2. APLICACIÓN

Aplica a cualquier pozo que se encuentre bajo la responsabilidad del Vicepresidente de

Perforación Mundial de Occidental Oil and Gas Corporation.

3. Definiciones

Control de pozo - Medio de prevenir/ controlar el escape de fluidos y gases del agujero del

pozo al medio ambiente, o el flujo cruzado dentro del pozo.

Equipo de desviación - Equipo utilizado para dirigir un flujo no controlado desde el pozo,

lejos del personal. Se utiliza típicamente en sartas de revestimiento estructural y se utiliza

como dispositivo de escape para la evacuación del personal del sitio de la torre.

Equipo de prevención de reventones (BOPE) - Equipo mecánico diseñado para cerrar y

controlar un pozo en caso de pérdida de hidrostática primaria sobre el control de balance.

Tanque de corrida - Tanque pequeño (20 a 30 barriles) diseñado para medir con exactitud

la cantidad de fluido requerido para reemplazar el volumen de acero removido del agujero

del pozo al sacar tubulares fuera del agujero. El tanque de corrida también se utiliza para

medir el volumen de fluido desplazado desde el agujero al correr tubulares dentro de éste.

Primera Zapata de Revestimiento Competente – La Primera Zapata de Revestimiento

Competente se define como la profundidad de la primera zapata de revestimiento capaz

de resistir una prueba de presión a un mínimo de 10 ppg utilizando un gradiente de

fractura de .52 psi/pie, medido desde la mesa rotatoria.



4. Papeles y Responsabilidades

Gerente de perforación - finalmente responsable de garantizar la implantación de esta

norma dentro de las operaciones de su Unidad de Negocios. También es responsable de

comunicar las desviaciones de esta norma a la gerencia de la BU y a la gerencia funcional.

Superintendente de perforación - responsable de contribuir con el diseño y procedimiento

de pozos y de garantizar la implantación de esta norma dentro de las operaciones de una

Unidad de Negocios. Inicia un MOC cuando las operaciones se desvían de los

procedimientos aprobados.

Gerente de Sitio de Taladro - responsable por la ejecución de estos procedimientos al igual

que por la comunicación de cualquier desviación de los resultados esperados al

Superintendente de Perforación para ulterior discusión/ análisis.

Supervisor de ingeniería de perforación - responsable por la implantación y adherencia a

esta norma en una Unidad de Negocios. Inicia un MOC cuando el diseño planeado se

desvía de esta norma.

Ingeniero de perforación - responsable por el diseño general del pozo, incluida la

implantación de los requerimientos de esta norma en el diseño del pozo y en los

procedimientos de perforación.



5. Requerimientos

Cada Unidad de Negocios seguirá tres normas básicas de control de pozos. Cualquier

desviación de esta norma requerirá un documento escrito de Gestión de Cambios según la

Norma de Gestión de Cambios.

Los siguientes son los principios básicos para control de pozos y/ o diseño de pozos

relativos al control de pozos para Occidental Oil and Gas Corporation:

1. Se tratará cada pozo como si fuera capaz de flujo natural en todo momento.

2. El equipo de desvío no se considera como equipo de prevención de reventones.

3. El equipo de prevención de reventones (BOPE) utilizado en cada pozo seguirá

como mínimo el API RP 53, pero puede ser sustituido por este documento si las

normas de Oxy son más apropiadas.

4. Se instalará equipo de prevención de reventones en cada pozo.

5. Se instalará el BOPE en la primera sarta competente de revestimiento.

6. Cada configuración de apilado BOPE/ cabeza del pozo con una tara de 5000 psi o

menos, constará de un mínimo de un preventor anular, un ariete de tubo y un

ariete ciego. (Según API RP 53)

7. Los arietes ciegos se localizarán en la cavidad inferior del ariete de una pila de dos

arietes.

8. Cada configuración de apilado BOPE/ cabeza del pozo con una presión mayor que

5000 psi constará de un mínimo de un preventor anular, dos arietes de tubo para

la tubería de perforación en uso y un ariete ciego/cortante. (Según API RP 53). Si

no está disponible un ariete ciego/ cortante, entonces todas las actividades de

cableado en agujero utilizarán un lubricador apropiadamente instalado y probado,

que pasará por toda la longitud de la herramienta.

9. Los arietes ciegos se ubicarán en la cavidad de ariete central de una pila de tres

arietes.



10. Todos los BOPE incluirán un múltiple de estrangulación con al menos un

estrangulador operado de forma remota instalado, o en lugar de instalar un

estrangulador operado de forma remota, se instalará y mantendrá lo siguiente en

el múltiple de estrangulación manual:

a. Un medidor de presión de tubería de perforación calibrado y exacto

b. Un medidor de presión de revestimiento calibrado y exacto

c. Un medio de comunicación electrónica con el perforador.

Este equipo se probará dice calibrarán en cada zapata de revestimiento, al igual

que en cada prueba de BOPE, y se registrará en cada informe de prueba BOPE.

11. Todos los BOPE se aprobarán según el MASP, la Prueba de Revestimiento y la

Prueba BOPE (Procesamiento Operativo Estándar) SOP, que incluye pruebas BOPE

a intervalos máximos de 21 días o con mayor frecuencia según las regulaciones

locales.

12. Cada torre estará equipada con un Tanque de Corrida. El Tanque de Corrida y la

Hoja de Corrida se utilizarán para medir el fluido requerido para llenar el agujero

durante todas las operaciones de corrida. El Tanque de Corrida se utilizará en el

modo de circulación continua, no a intervalos prescritos.

13. Después de perforar la zapata en cada sarta de revestimiento que tenga BOPE

instalado, se llevará a cabo una Prueba de Fugas (LOT) o una Prueba de Integridad

de Formación (FIT) para confirmar la integridad del cemento de revestimiento al

igual que para establecer las bases desde las cuales calcular la Tolerancia de

Manifestación (Kick Tolerance) para esa sección del agujero (sujeto a las

excepciones permitidas en la Sección 5 del LOT/ FIT SOP adjunta).



14. Habrá un mínimo de dos barreras entre cualquier formación que contenga

hidrocarburos y la superficie, en todo momento antes de remover el BOPE, los

árboles, etc. Ejemplos de barreras incluyen, pero no se limitan a:

a. peso del fluido de control en un agujero del pozo estático

b. tapones/ retenedores de puente recuperables o permanentes

c. tapón de cemento que ha sido etiquetado y/ o probado

d. equipo de revestimiento flotante

e. colgador de tubería con válvula de contra presión instalada

15. Se requerirá que el siguiente personal tenga un Certificado de Control de Pozos

vigente a nivel de supervisión otorgado por una Escuela de Control de Pozos

certificada IADC/ WellCap. Todos los demás certificado de control del pozo se

aprobarán de manera individual.

a. Gerente de perforación

b. Superintendente de perforación

c. Supervisor de ingeniería de perforación

d. Ingeniero de perforación

e. DSM (o Consultor DSM temporal)

f. Capataz del contratista

g. Perforador del contratista

16. El "Método del Perforador” es el método primario de circular una manifestación y

subsecuentemente matar el pozo.

17. Se publicará en el SOP de Control de Pozo en el portal de la Comunidad Global de

Perforación.

Reunión Pre – Perforación


El DSM llevará a cabo una reunión pre perforación antes del comienzo de cada pozo. A

esta reunión asistirá personal de Occidental y del contratista, incluidos perforadores,

equipos de perforación, equipos marítimos y de cubierta, personal de abastecimientos y

personal de servicio. En otras palabras asistirán todas las personas en la torre.

Probablemente será necesario llevar a cabo varias reuniones debido a los turnos de

trabajo y a los programas de cambio de equipos.

Estas reuniones deben organizarse para informar al equipo acerca de los planes de

perforación y para hacerlos conscientes de cualquier riesgo de seguridad potencial.

También debe discutirse cualquier plan de contingencia específico del pozo. Estas

reuniones deben ser un foro abierto y deben animarse los comentarios y sugerencias de

cada uno.

Los temas que se cubrirán incluyen:

o la probabilidad de encontrar H2S y el plan de contingencia en caso de H2S

o riesgos de perforación de baja profundidad y planes de emergencia

o plan general de perforación

o ambiente de presión de pozo anticipado y peso de lodos que se predice en el

programa

o simulacro de incendio y de abandono de la nave, si aplica

o planes de prueba de pozo y procedimientos de seguridad.

Para los Planes H2S y de Respuesta a Emergencias, remítase al Lineamiento OOGC, HES H2S

60. 400. 203 o a sus agencias reguladoras locales, es decir OSHA, Texas Railroad,

Departamento de Petróleo y Gas, etc.

Plan de Control de Pozos


Cada torre tendrá un plan de control de pozos que incluya;

o Prácticas y procedimientos de control de pozo, acordados y entendidos por los

equipos de Occidental y del Contratista.

o Responsabilidades asignadas para cada posición del equipo.

o Líneas de comunicación establecidas. Quién es responsable de notificar a la

oficina, de ordenar el volumen de lodos o químicos, de instalar señales o de

monitorear el tráfico que accede a la ubicación, etc.

o El operador de la bomba y el operador del estrangulador necesitan estar a una

distancia tal entre ellos, que puedan escucharse, pero DEBEN estar en línea de

visión directa.

o En caso que un pozo no pueda contenerse o controlarse, ¿quién iniciará el

abandono y cómo se le comunicará al personal? ¿Quién será responsable de

bloquear la ubicación al tráfico?

o Ubicación de las Áreas Seguras y Puntos de Reunión. ¿Dónde está la lista del

personal en la ubicación?

o Información de contacto de emergencia y números telefónicos publicados y

conocidos por todos los equipos en la ubicación.

Lista de Verificación


Lista de verificación previa a matar el pozo

o Asignar al perforador para monitorear las presiones de cierre para posible

migración de gas y para comenzar un registro de presiones y eventos.

o Completar la hoja de matar pozos del Método de Perforadores de Oxy. Informar al

perforador, al ingeniero de lodos y al capataz de los volúmenes, golpes y presiones

esperadas.

o Tener una reunión previa al trabajo de control de pozo con los miembros del

equipo. Seguir el Plan de Control de Pozos.

o Tubería de trabajo, sí o no - llegar a un acuerdo con el contratista en el Plan de

Control de Pozos.

o Minimizar la presión de cierre si aumenta la presión en el agujero.

o Ronda del capataz para validar el estatus del equipo. Revisar el preventor anular,

las válvulas del múltiple del tubo vertical, las válvulas de alivio de la bomba, las

válvulas de revestimiento, las líneas de estrangulador y sobre borda, en busca de

posibles fugas.

o Confirmar la barita y químicos necesarios para mezclar el fluido de Peso de

Control y la condición del fluido después de matar el pozo. Asegurarse de que

estén disponibles cuando se necesiten.

o Garantizar que haya una comunicación clara entre el perforador y el operador del

estrangulador.

o Comenzar las operaciones de matar el pozo.

Prácticas Generales


Deberán seguirse las siguientes prácticas operativas para todas las operaciones de control

de pozo, independientemente del tipo de torre. Se presentan aquí a manera de

recordatorio y para reforzar la posición de Occidental.

o El flujo desde el pozo no debe tomarse por la línea de matar el pozo. La línea de

matar se utiliza para bombear hacia dentro del pozo desde la superficie. Si

condiciones de flujo severas arriba de la línea del estrangulador han dado como

resultado una falla en la línea del estrangulador, o en alguno de sus componentes,

debe cerrarse el pozo y repararse o reemplazarse el componente que falló, si es

práctico hacerlo.

o Las válvulas de la línea del estrangulador, de la línea de matar el pozo, de la

cabeza del pozo y del árbol de Navidad deben abrirse de dentro hacia fuera. Es

decir, las válvulas más cercanas a la cabeza del pozo deben abrirse primero,

seguidas de la válvula siguiente más cercana, etc. Si las condiciones lo permiten,

deben abrirse y cerrarse las válvulas con presión ecualizada a través de la entrada

de la válvula. Esto es particularmente cierto para válvulas que se localizan más

cerca de la cabeza del pozo o en la sección vertical del árbol de Navidad.

o Si las condiciones de flujo al separador lodo/gas indican la posibilidad de una

sobrecarga del sistema, debe cerrarse el pozo y debe reevaluarse la velocidad de

matado. Si una velocidad de matado más baja remedia la situación, entonces debe

reducirse la tasa de matado. Si no puede cerrarse el pozo, debe desviarse

entonces el flujo del pozo al foso de reserva, a la línea de tea o sobre cubierta.

Bajo ninguna circunstancia debe dirigirse el flujo desde el pozo hacia el separador

lodo/gas si una sobrecarga del sistema es probable.

o Si las presiones de superficie durante el matado del pozo indican que el matado

no está siguiendo su plan, debe cerrarse inmediatamente el pozo. Una vez

identificado y resuelto el problema, o después de revisar el plan, puede

reanudarse la operación para matar el pozo. Cerrar el pozo, si se hace de manera

apropiada, es siempre la mejor solución cuando usted no tiene confianza en lo que

está viendo. La presión en el fondo del agujero se mantendrá constante, aunque la

presión de revestimiento de superficie puede ser más alta que las condiciones

iniciales de cierre.

o Bajo ninguna circunstancia debe permitirse al pozo fluir desde debajo de los

arietes de tubo inferiores.

o Bajo ninguna circunstancia deben utilizarse los arietes de tubo inferiores para

operaciones rutinarias de control de pozo. Estos arietes son para utilizarlos

únicamente en emergencias para el cierre final del pozo.

Responsabilidades del Supervisor


Oxy DSM

Una vez el pozo se ha cerrado y está siendo monitoreado correctamente,

o Organizará una reunión previa a matar el pozo para todos los involucrados en la

operación de control de pozo.

o Confirmará presiones de cierre exactas estabilizadas.

o Proporcionará procedimientos, cálculos, etc. específicos de control de pozo.

o Monitoreará y supervisará la implantación de estos procedimientos.

Estar presente en el piso del pozo durante la operación de matar el pozo. Bien sea en el

Capataz o el DSM deben estar presentes en todo momento en el piso del pozo durante la

operación.

o Para operar o aliviar en el estrangulador, según sea necesario.

Mantendrá comunicación con el Superintendente de Perforación.

Asignará la responsabilidad de mantener un registro de los eventos.

Ingeniero de Perforación

Proporcionará un Diseño de Pozo según las Normas de Diseño de Pozos y las Mejores

Prácticas de Oxy.

Al recibir notificación del Superintendente de Perforación, el Ingeniero de Perforación;

o Debe confirmar todos los cálculos de control de pozo para el lodo de peso para

matar el pozo, volúmenes, golpes, etc.

o confirmará que una manifestación de gas, con la información de la manifestación

dada, está dentro del diseño del pozo y puede manejarse con los datos LOT/FIT

actuales.

o Confirmará que el separador lodo/gas tenga el tamaño suficiente para permitir la

circulación de la manifestación sin pasarse a la reserva o sobre la borda.

o Ayudará a calcular un método Volumétrico, de Lubricar & Purgar, Top Kill y/ o de

Bullheading.

o En caso de un tubo en U roto, ayudará a identificar la ubicación de la zona débil y

las contingencias necesarias.

Capataz (Toolpusher)

Coordinará las operaciones con el DSM de Oxy.

Tiene la responsabilidad general por la implantación, por parte del equipo, de la operación

de control de pozo.

Tiene la responsabilidad de asegurarse de que el perforador y el equipo del taladro se

encuentren en sus posiciones asignadas y se desempeñen según lo planeado.

Tiene la responsabilidad de informar al equipo de taladro que no estaba de turno antes de

comenzar un nuevo turno.

Responsabilidades del Equipo


Perforador

Tiene la responsabilidad de la detección inicial de la manifestación y de cerrar el pozo.

Notificará al Capataz, DSM.

Monitoreará y registrará las presiones de cierre, la ganancia, y comenzará a registrar la

información.

Dirigirá al operador de la torre para alinear el separador lodo/gas, el degasificador de

vacío y permanecerá en los pozos de lodo para ayudar al Ingeniero de Lodos.

Tiene la responsabilidad por la supervisión del equipo del taladro durante la operación de

control de pozo.

Operará las bombas de lodos bajo la dirección del operador del estrangulador.

Monitoreará la ganancia del pozo y el flujo de retorno si puede detectarlo desde los

controles de la bomba.

Ingenieros de Lodos

Calculará y confirmará el Fluido de Peso para Matar el Pozo con el DSM.

Tiene la responsabilidad continua de monitorear el sistema de lodos y del

acondicionamiento de lodo.

Informará continuamente el peso del lodo y activará el volumen del foso al DSM.

Calculará el material requerido para aumentar la densidad del fluido y sus propiedades y

hará arreglos para la entrega del material.

Operador de la Torre

Confirmar la alineación del separador lodo/gas, del degasificador de vacío y del equipo de

control de sólidos.

Asistir al Ingeniero de Lodos según se requiera.

Supervisar la mezcla de fluido de Peso para Matar el pozo.

Equipo de Torre

Reportarse a las posiciones asignadas

Ayudar bajo la dirección del Perforador.

Informar cualquier condición inusual al Perforador, al Capataz, o al DSM.

Reporte


El DSM de Oxy debe enviar la Hoja de Matar y el Registro de Control de Pozo al

Superintendente de Perforación para revisión después de cualquier tipo de operación de

control de pozos. El informe debe incluir:

o todas las presiones y volúmenes de cierre registrados

o operación de la torre en el momento en que se reconoció inicialmente la

manifestación y forma en que ésta se reconoció. (Aumento de flujo, aumento en

el foso, corte de perforación, Registrador de Lodos, etc.)

o peso del lodo adentro y afuera, tamaño de tubería, tamaño de agujero, salida de

bomba, copia del BHA, informe más actualizado de propiedades de lodo

o copia de la Hoja de Matar y el Registro de Control de Pozo

o un recuento de cualquier problema relacionado con el equipo que pudieren haber

ocurrido durante la operación de control de pozo.

Debe reenviarse una copia del informe al Equipo de Control de Pozo en Houston.

El Equipo de Control de Pozo en Houston utilizará este informe y el Registro de Control de

Pozo para determinar si:

o El entrenamiento en control de pozos de Oxy es efectivo y los cambios necesarios

con base en eventos actuales en las operaciones Oxy.

o Se está implantando el entrenamiento de manera correcta.

Después de la revisión, cualquier recomendación para operaciones futuras se enviará al

Gerente de Perforación y al Superintendente de Perforación. Cualquier cambio requerido

en el programa de entrenamiento será instituido por el Líder de Entrenamiento en Control

de Pozos, después de su revisión por parte del Gerente de Entrenamiento y del Director de

Operaciones.

Procedimientos de Cierre



Si usted observa cualquiera de las siguientes:

1. Aumento en el flujo de retorno.

2. Aumento en la ganancia de la presa. Mientras Perfora

1. Detenga la rotatoria y levante el fondo y separe la junta de

la herramienta.

2. Detenga las bombas

3. Revise en busca de flujo

NO ¿El pozo

está

fluyendo?

4. Notifique al Capataz y al DSM

5. Reinicie Perforación

SI

1. Haga sonar la alarma

2. Abra la válvula HCR de Estrangulación y cierre el

anular


2. Envíe al equipo para monitorear en busca de fugas.

3. Registre DP de cierre, CP y Ganancia de Foso.



Si usted observa los siguientes:

1. El agujero no toma el volumen

correcto.

2. Aumento en el flujo de retorno.

Mientras Corre

1. Detenga la corrida y separe la junta de la herramienta.

2. Revise en busca de flujo

NO ¿El pozo

está

fluyendo?


acerca del llenado incorrecto

SI

1. Haga sonar la alarma

2. Ajuste las cuñas e instale el FOSV

3. Cierre el FOSV.

4. Abra la válvula del HCR estrangulador y cierre el

anular


6. Registre el CP de cierre y la ganancia del foso

7. Envíe al equipo a monitorear en busca de fugas.

8. Prepárese para levantar la Kelly/Top Drive

Fuera del Agujero


Los procedimientos de cierre serán los mismos que los de Corrida. El FOSV debe tener una

tubería de combinación a la conexión de peso pesado y/ o a la conexión del cuello del

taladro. Esta tubería de combinación debe hacerse sobre el FOSV a medida que ocurre el

cambio en las conexiones. Es responsabilidad de los perforadores asegurarse de que el

FOSV se encuentre listo para ser instalado.

Prepárese para cerrar los arietes si aumenta la presión del revestimiento hasta una

presión lo suficientemente alta como para que la tubería se vuelva “pipe-light”. Asegúrese

de que no hay una unión de herramienta en medio de los arietes de tubo.

Si los cuellos del taladro están en medio de los arietes de tubo, y si la presión de

revestimiento está aumentando y es posible que la tubería sea expulsada del pozo,

prepare al equipo para evacuar el piso de la torre a un área segura. La mejor prevención

en contra de esta ocurrencia es una estricta verificación del flujo antes de sacar los cuellos

del taladro a través del BOP.

¡He debido...!

¡Podría haber ...!

¡No lo hice!

¡Ahora estoy en problemas!

Fuera del Agujero


Fuera del agujero - Si el pozo comienza a fluir sin tubería en el pozo, la única opción es

cerrar los arietes ciegos.

o Notifique al Capataz y al DSM

o Registre nuevamente la presión del revestimiento y del foso

o Alinee el tanque de corrida y prepárese para el Método Volumétrico.

Notifique al Superintendente de Perforación. No debe implantarse ninguna operación

remedial diferente del método volumétrico, sin una planeación cuidadosa y confirmación

de parte del Superintendente de Perforación.

Si se va a hacer un intento por correr/sacar en el agujero, considere lo siguiente en su

plan;

Si la presión del revestimiento no está aumentando y el consenso es que la manifestación

NO está migrando, usted puede considerar correr en el agujero, debe hacerse una

planeación cuidadosa antes de permitir que el pozo fluya mientras se corre en el agujero.

o ¿Cuál es el volumen máximo que está dentro de la tolerancia de manifestación?

o ¿Cuál es la máxima presión de revestimiento con base en el último LOT/FIT?

o ¿A qué profundidad estimada entrará la sarta de perforación en el influjo? Una vez

la sarta de perforación comience a desplazar el influjo usted perderá hidrostática a

una tasa más alta.

o ¿A qué profundidad es posible un “Top Kill”?

Si la presión de revestimiento está aumentando, después de alcanzar una presión

estabilizada, usted tiene un influjo de gas en migración. Usted puede considerar sacar

tubería en el agujero. Un ejercicio volumétrico con sacada de tubería puede complicarse.

Requiere una medición cuidadosa del fluido y planeación.

o ¿Puede usted sacar suficiente tubería a través del anular, anular a ariete, o ariete

a ariete?

o ¿Puede usted controlar con exactitud la presión del revestimiento mientras saca

tubería? ¿Puede usted medir con exactitud el volumen purgado mientras saca

tubería?

o ¿Está la presión del revestimiento lo suficientemente baja como para estar “pipe

heavy” mientras saca tubería?

o ¿Qué volumen de fluido debe purgarse para compensar el desplazamiento de la

tubería?

o ¿Qué volumen de fluido debe purgarse para compensar la migración de gas?

Simulacros


Si el pozo comienza a fluir durante una corrida de revestimiento;

o Verifique el flujo y confirme que el pozo está fluyendo y no está balanceándose

o Centre una Herramientas de Corrida de Revestimiento (CRT) en uso.

o Si no hay CRT en uso tenga una tubería de combinación con una válvula de cierre

completo (posición abierta) ensamblada y lista para instalar

o Instale la tubería de combinación, cierre la válvula y cierre del anular.

o Asegúrese de que la presión de cierre + la presión del agujero del pozo no

colapsen el revestimiento.

o Notifique al Capataz y al DSM

o Mantenga libre el piso de la torre. Dependiendo del peso total del revestimiento,

una pequeña cantidad de presión puede tener suficiente fuerza como para

empujar el revestimiento fuera del agujero. No intente conectar una línea de

circulación hasta que el DSM y el Capataz hayan confirmado que es seguro

hacerlo.

o Ejemplo: usted está corriendo revestimiento de 13 3/8” y ha sido un poco lento al

llenar el revestimiento según el plan de revestimiento. La lectura del indicador de

peso (menos el peso del bloque) al levantar fuera de las cuñas es de 65,000 libras.

13.3752 pulgadas X 0.7854 = 140.5 pulgadas cuadradas

65,000 libras + 140.5 pulgadas cuadradas = 460 psi

o Una presión de cierre de revestimiento mayor que 460 psi puede causar la

eyección del revestimiento fuera del pozo.

Simulacros


Uno de los factores con mayor influencia sobre las presiones en el agujero luego de haber

tomado una manifestación, es el volumen del influjo. Entre más pequeño sea el influjo,

menores serán las presiones durante la operación para matar el pozo. Es importante que

el equipo de la torre reaccione de manera rápida a cualquier signo de la ocurrencia de un

influjo y cierre rápidamente el pozo.

Los simulacros de control de pozo se llevan a cabo según los SOP de Control de Pozo de

Occidental, para asegurar que el perforador y el equipo reconocerán y responderán

rápidamente a las indicaciones de una manifestación. Los simulacros que deben

considerarse antes de perforar por debajo del revestimiento incluyen: simulacros de BOP y

simulacros de Estrangulador.

Deben diseñarse los simulacros para reducir el tiempo que le toma al equipo reconocer el

influjo e implantar los procedimientos. En general, todos los simulacros deben simularse

para limitar el grado de desgaste del elastómero del BOP. Sin embargo, el supervisor de

perforación puede encontrar necesario, de vez en cuando, hacer funcionar realmente los

elementos BOP. Esto se hará según la necesidad para demostrar la pericia del equipo. El

diseño del simulacro debe considerar la eficiencia en la asignación de equipos, pero los

ahorros de tiempo únicamente ocurrirán mediante repetición y práctica. ¡HAGA LOS

SIMULACROS!

Los simulacros no son un evento deportivo de competición. Un simulacro de cinco minutos

indica que su equipo está llevando a cabo estos simulacros y probablemente que está

mejorando. Un simulacro de 30 segundos indica que usted no los está haciendo de

manera apropiada.

Llevar a cabo simulacros mantiene la detección de manifestaciones en la mente de cada

uno.

Llevar a cabo simulacros le proporciona información que puede ser útil cuando se mata un

pozo.

Llevar a cabo simulacros le ofrece la posibilidad de practicar con el equipo real y le da la

confianza para cuando se encuentre en una situación de control de pozos.

Llevar a cabo simulacros le permite confirmar que su plan de emergencia funcionará

durante una emergencia real.

Simulacro de Foso /Simulacro de Flujo


Acción Parte responsable

Iniciar Simulacro Elevar sensor de flujo o flotador de foso para indicar “ manifestación" Registrar inmediatamente la hora de inicio

DSM de OXY/ Gerente de Torre

Reconocimiento El perforador reconoce un indicador. El Registrador debe notificar al Perforador del indicador. El perforador debe detener la perforación, levantar el fondo y detener las bombas. Llevar a cabo una verificación de flujo.

Perforador/ Registrador

Iniciar acción notificar al perforador de que el pozo está "fluyendo" (Simulacro)


Reacción El perforador activa la alarma y se mueve al remoto del BOP y permanece allí. El equipo está en sus posiciones asignadas

Perforador/ Equipo

Se detiene el tiempo. Registre este tiempo en el Informe de Perforación

El propósito de un simulacro de foso es hacer que el equipo este constantemente consciente del nivel de fluido en el foso de lodos y del flujo de retorno y garantizar que puedan cerrar rápidamente el foso.

Al iniciar el aumento del foso o el aumento del flujo, hágalo de manera realista. Desde el momento en que usted inicie el simulacro hasta el momento en que el perforador lleve a cabo una verificación del flujo usted está midiendo su tiempo de reconocimiento. Esto enseñará a los perforadores y registradores a mantener las alarmas instaladas, monitorear el flujo y los volúmenes del foso y ser los responsables por mantener la comunicación acerca de lo que está sucediendo en los fosos, etc. En la mayoría de las historias de casos de volúmenes de manifestación extremadamente grandes, el reconocimiento de la manifestación es la falla más frecuente.

Después que el perforador ha llevado a cabo una revisión de flujo y se anuncia que el pozo está fluyendo, verifique el tiempo que le toma al equipo reaccionar. Esto enseñará al equipo a comunicarle al perforador lo que están haciendo, y si hay un nuevo miembro del equipo le recordará a cada uno que deben asignarle una responsabilidad de control de pozo, etc.

Simulacro de Desviador (Perforación)



Iniciar Simulacro Elevar sensor de flujo o flotador de tanque de corrida para indicar “ manifestación" Registrar inmediatamente la hora de inicio


Reconocimiento El perforador reconoce el influjo. El Registrador debe notificar al Perforador del indicador. Llevar a cabo una verificación de flujo.


Iniciar acción Notificar al perforador de que el pozo está "fluyendo" (Simulacro)


Reacción Colocar la junta de la herramienta por encima de la rotatoria y ajustar las cuñas Centrar el FOSV y cerrar la válvula Cerrar elevadores o conectar el top drive y remover las cuñas El perforador se mueve al remoto del BOP y permanece allí. El equipo está en sus posiciones asignadas

Perforador/ Equipo


Al iniciar el aumento del tanque de corrida o el aumento del flujo, hágalo de manera realista. Desde el momento en que usted inicie el simulacro hasta el momento en que el perforador lleve a cabo una verificación del flujo, usted está midiendo su tiempo de reconocimiento. Esto enseñará a los perforadores y registradores a mantener las alarmas instaladas, monitorear el flujo y los volúmenes del foso, hágalos responsables por mantener una hoja de corrida exacta, etc.

Después que el perforador ha llevado a cabo una revisión de flujo y se anuncia que el pozo está fluyendo, verifique el tiempo que le toma al equipo reaccionar. Esto enseñará al equipo a asegurarse de tener listo el FOSV, a que la conexión cruzada correcta esté disponible, a que la llave operativa esté a la mano, etc.

Cuando veo un tiempo de 30 – 45 segundos para un simulacro de corrida, se que el tiempo de reacción del equipo es todo lo que se ha practicado. Haga que el perforador y los registradores hagan su parte.

Simulacro de Desviador (Perforación)



Iniciar Simulacro Elevar sensor de flujo o flotador de foso para indicar “ manifestación" Mar adentro, si usted está bombeando únicamente agua de mar y no hay ningún foso activo en uso, puede ser necesario simplemente anunciar un "simulacro" Registrar inmediatamente la hora de inicio


Reconocimiento El perforador reconoce el influjo. El perforador detiene la perforación, recoge el fondo y detiene las bombas.


Iniciar acción Si no se ha hecho previamente, notifique al equipo de perforación que el pozo está "fluyendo" (simulacro)


Reacción El perforador activa la alarma y se mueve al remoto del BOP y permanece allí. El equipo está en sus posiciones asignadas

Perforador/ Equipo


Los simulacros de desviador se llevan a cabo para hacer conscientes a los equipos de la velocidad con la que pueden ocurrir los problemas de control de pozo.

Los equipos se familiarizan con el funcionamiento del desviador y con el procedimiento apropiado de cierre.

Simulacro de Desviador



Iniciar Simulacro Elevar sensor de flujo o flotador de tanque de corrida para indicar “ manifestación" Registrar inmediatamente la hora de inicio


Reconocimiento El perforador reconoce el influjo.


Iniciar acción Notificar al perforador de que el pozo está "fluyendo" (Simulacro)


Reacción Colocar la junta de la herramienta por encima de la rotatoria y ajustar las cuñas Centrar el FOSV y cerrar la válvula El perforador se mueve al remoto del BOP/ panel del desviador y permanece allí. El equipo está en sus posiciones asignadas

Perforador/ Equipo


Los simulacros de desviador se llevan a cabo para hacer conscientes a los equipos de la velocidad con la que pueden ocurrir los problemas de control de pozo.

Los equipos se familiarizan con el funcionamiento del desviador y con el procedimiento apropiado de cierre.

Simulacro de Estrangulador


Acción Parte Responsable

Iniciar Simulacro DSM de Oxy/ Gerente de Torre

Antes de perforar el cuello del flotador de revestimiento,

Cierre del anular y alinéelo al estrangulador ajustable

Bombee lentamente dentro del pozo para atrapar +/- 300 psi

Tenga al operador designado del estrangulador en su posición en el múltiple de

estrangulación. A su instrucción, debe ponerse en línea una bomba a una tasa de

circulación lenta, mientras se mantiene constante la presión del revestimiento en la

válvula de cierre (+/- 300 psi) mientras se opera el estrangulador.

o Nota - mantener constante la presión del revestimiento mientras aumenta la tasa

de golpeo, hasta que el estrangulador está en posición medio abierta. La tasa de

golpeo en ese punto le dará a la "tasa para matar el pozo" óptima durante un

evento de control de pozo.

Dele tiempo al pozo para que se estabilice. Marque y registre la presión circulante de

tubería de perforación.

Cierre del estrangulador para aumentar la presión del revestimiento en 100 psi e

inmediatamente comience a tomar el tiempo hasta que usted vea un aumento de presión

de 100 psi en el medidor de presión de la tubería de perforación. Este lapso de tiempo es

el lapso de tiempo mínimo que existirá durante un evento de control de pozo en esta

sección del agujero. A medida que continúa perforando el lapso de tiempo aumentará.

Mantenga constante la presión del revestimiento mientras detiene lentamente la bomba y

cierra el estrangulador.

Después de terminar el simulacro de estrangulador, purgue la presión atrapada, abra el

anular y alinee para perforación.

Un simulacro de estrangulador llevado a cabo de manera apropiada es la herramienta de entrenamiento de control de pozos más fuerte que tiene la industria. Es la prueba de competencia de su entrenamiento en control de pozos, su plan de control de pozos y se lleva a cabo en el mejor simulador que hay en el mundo, su torre.

La información obtenida durante un simulacro de estrangulación consta de: o Mejor tasa de golpeo para circular el pozo durante el control de pozos o Comunicación entre el operador de la bomba y el operador del estrangulador o Competencia del operador de la bomba y el operador del estrangulador o Competencia del equipo. o Competencia del entrenamiento. o Exactitud en el plan de control de pozo o Tiempo transcurrido.

Capítulo 8: Diseño de Pozos

Rev. 7 12/2010 Capítulo 8 – Diseño de Pozos 1

Riesgos poco profundos – Página 3, 4

Diseño de pozos – Página 5

Presión de poro/ presión de fractura – Página 6

FIT/LOT

o Procedimientos LOT – Página 7 - 11

o Procedimientos FIT – Página 12 – 13

o Hoja de cálculo LOT/FIT – Página 14

o Tolerancia a Manifestación – Página 15

o Presunciones – Página 16

o Volumen de manifestación – Página 17

o Intensidad de manifestación – Página 18

o Cálculos – Página 19 – 21

o Programa de tolerancia a manifestación – Página 22, 23

MASP – Página 24, 25

Monitoreo de presión de poro – Página 26

Preocupaciones horizontales – Página 27

La preocupación de Operaciones de Occidental en relación con diseño de pozos y aspectos

de diseño de pozos harán referencia a:

o STD_029 - Peligros de Perforación a Baja Profundidad

o STD_025 - Diseño de pozos

o SOP 033_01 - Tolerancia a manifestación

o SOP 033_02 - Prueba de Revestimiento – BOPE

o SOP 033_03 - Prueba de Fugas y Prueba de Integridad de la Formación


Riesgos de Baja Profundidad



Los riesgos de perforación a baja profundidad son anomalías que se encuentran antes de establecer

el revestimiento de superficie e instalar el BOP. Son muy difíciles de manejar operacionalmente y

frecuentemente dan como resultado un alto riesgo para el personal y para el equipo. Los riesgos de

baja profundidad típicos incluyen gases a baja profundidad, agua a baja profundidad, pedruscos,

presión de formación anormal, pozos existentes desde la misma plantilla o desde plataformas

cercanas (asuntos anticolisión y Simop), compactación de relleno insuficiente durante la

construcción de la ubicación, líneas de flujo enterradas, oleoductos, líneas de telecomunicaciones,

líneas eléctricas u otras estructuras hechas por el hombre, zonas de circulación perdida y

escombros en el lecho marino.

Las herramientas sísmicas de baja profundidad actuales normalmente pueden identificar intervalos

de gas de baja profundidad o sobre presión debida a anomalías en los tiempos de viaje sónico de la

formación. Estas anomalías se ven como puntos brillantes y pueden extenderse a áreas muy

grandes la identificación de un punto brillante en una ubicación particular del pozo no

necesariamente confirma la presencia del gas de baja profundidad o de una formación sobre

presurizada. Sin embargo, debe tenerse extremo cuidado si se decide perforar en dicho evento.

Cuando sea posible, deben hacerse todos los esfuerzos para mover la ubicación de perforación a un

sitio alterno siempre y cuando todavía pueda alcanzarse el blanco geológico. Puede revisarse una

lista de migradores de peligros de baja profundidad en el GDC SOP en Peligros de Baja

Profundidad.

El procedimiento de perforación del agujero superior debe incluir planes para lidiar con un

reventón de gas de baja profundidad. Las operaciones de desvío deben incluir instrucciones muy

simples y específicas al personal operativo y deben ser capaces de ponerse en ejecución en

cuestión de minutos. Proteger a las personas tendrá precedencia sobre el intento de controlar el

pozo. La autoridad completa para la ejecución del plan debe residir en el Gerente de Sitio de

Taladro de Oxy.



Las siguientes son las responsabilidades en lo relacionado con riesgos de baja profundidad.

Gerente de perforación (DM) - Responsable por la aprobación de los recursos requeridos

para coordinar con G&G para identificar y analizar peligros de perforación de baja

profundidad con niveles de riesgo aceptables.

Supervisor de Ingeniería de Perforación (DES) - Responsable por la revisión del análisis y

los controles para reducir los niveles de riesgo dentro de límites aceptables.

Ingeniero de Perforación (DE) - responsable por la identificación y el análisis, en

colaboración con geocientíficos, de los riesgos de perforación de baja profundidad.

Responsable por la preparación del diseño de pozo para controlar los riesgos dentro de

niveles de riesgo aceptables.

Superintendente de Perforación (DS) - Responsable por la revisión y aprobación de los

controles necesarios para mitigar el riesgo de Peligros de Perforación de Baja Profundidad

y por el enlace con el contratista de perforación para las aprobaciones y aceptación

necesarias.

Gerente de Sitio de Taladro (DSM) - Responsable por la ejecución del procedimiento de

perforación para mitigar los Peligros de Perforación de Baja Profundidad.

Equipo Crosfuncional (CFT) - Responsable por enfocarse en vías para mitigar los riesgos

asociados con los peligros de perforación de baja profundidad. Este CFT normalmente está

compuesto de personal de geociencia, yacimiento, producción, instalaciones y perforación

involucrado en el proceso de construcción del pozo.

Diseño de Pozos


Las operaciones efectivas de control de pozos comienzan antes de que la torre llegue a la

ubicación. El control de pozos de Oxy comienza cuando el ingeniero de perforación diseña

el pozo. Su entendimiento del control de pozos, la presión de poro, la presión de fractura,

la tolerancia a la manifestación, el equipo de torre y las capacidades del equipo puede

determinar el potencial éxito o fracaso en un evento de control de pozos.

Hemos visto que controlar exitosamente el BHP se basa en un entendimiento robusto de

la presión, en un entendimiento robusto del tubo en U y de un entendimiento robusto de

una operación apropiada del estrangulador.

Hemos visto la dificultad para controlar BHP en un tubo en U roto. Por lo tanto

necesitamos ahora entender el contenedor que utilizamos para nuestro tubo en U. El

costado de la tubería de perforación es sencillo. Usted puede ver allí el tamaño, peso,

presión de reventón y presión de colapso. La resistencia a la tensión (resistencia a

romperse) es una función de la calidad y espesor del acero. Esta información se consigue

fácilmente.

El otro lado del tubo en U no es tan fácil de investigar o de medir. Los ingenieros de

perforación deben encontrar información de otros pozos (datos externos), utilizar

interpretación sísmica, extrapolar a partir de cualquier medición registrada utilizando

modelos geológicos establecidos y determinar dónde colocar zapatas de revestimiento

que proporcionen un contenedor robusto.

Desde una perspectiva de control de pozos, básicamente trabajamos con dos presiones, la

presión que usted puede esperar y la presión que usted puede contener. Vemos estas

como nuestra predicción de presión de poro y nuestra predicción de presión de fractura.

Una estimación exacta de estas presiones como función de la profundidad es la clave que

abre todo el plan del pozo.

El pozo no solamente debe proveer un contenedor para presión, debe cumplir con

requerimientos direccionales, limitaciones geológicas, requerimientos regulatorios, y debe

hacerlo todo de la forma más económica posible.

Los papeles y responsabilidades se definen en el STD_025_Diseño de Pozos, que se

encuentra en el Portal de la Comunidad Global de Perforación.

Presión de Poro / Presión de Fractura


Existen varios métodos que pueden utilizarse para estimar la presión de poro de la

formación. Estos métodos usualmente involucran la interpretación de datos sísmicos y los

resultados de registro de agujero abierto y se aplican usualmente a la estimación de la

presión de poro en esquistos, que pueden o no arrojar un estimado exacto de la presión

de poro en formaciones permeables. Puede utilizarse la siguiente información para

establecer un estimado exacto de la presión de poro de la formación:

o Intervalos de esquisto: registros de resistividad, registros de densidad/ porosidad

y datos de perforación (gas de fondo, gas de conexión, gas de corrida, torque,

arrastre, relleno en corridas ROP, temperatura de líneas de flujo, densidad de

esquisto, etc.).

o Intervalos permeables: Resultados DST, mediciones de presión RFT, pruebas de

inyectibilidad, manifestaciones del pozo, datos de perforación (gas de fondo, gas

de corrida, gas de conexión), datos de producción y estudios de desempeño de

yacimiento.

Hay disponibles varios modelos matemáticos para la estimación de la presión de fractura.

Estos métodos involucran típicamente cálculos de presión de fractura que se derivan de

estimados del gradiente de sobrecarga, del gradiente de presión de poro de la formación y

de la proporción de Poisson (proporción de esfuerzo horizontal a vertical en la matriz de

roca). El dato de presión de fractura más útil puede obtenerse de pozos offset. Los datos

offset de interés particular serían los resultados de pruebas de fuga, las pruebas de

integridad de presión, las indicaciones de retornos perdidos, los datos de presión de

estimulación y los resultados de pruebas de inyectibilidad. Esta información puede

obtenerse usualmente a partir de: registros de lodos, registros eléctricos, informes diarios

de perforación, informes finales de pozo, informes DST, registros de control de pozo y

registros de estimulación de pozo.

LOT / FIT


El LOT/FIT se lleva a cabo para verificar que el revestimiento, el cemento y la formación

inmediatamente debajo de la zapata de revestimiento puedan resistir las presiones

predichas para el agujero requeridas para perforar de manera segura hasta el siguiente.

Planeado de revestimiento y/ o TD. Esta prueba determinará la resistencia real a la

fractura, la tolerancia a la manifestación y el peso máximo de nodo para la siguiente

sección del agujero.

El SOP_033_03 permitirá recolectar estos datos de manera consistente en todas las

Unidades de Negocios para confirmar y optimizar el diseño del pozo. Estos datos también

se compartirán a través de la compañía y se utilizarán en cursos de entrenamiento

internos.

El ingeniero de perforación del proyecto, el supervisor de ingeniería de perforación y el

superintendente de perforación, determinarán conjuntamente el método de prueba

requerido (LOT/FIT) para cada zapata de revestimiento en el programa de perforación. La

determinación del método de prueba se basará en información de pozo offset, en

predicciones de presión de poro, en predicciones de resistencia de la formación y en el

tipo de formación (esquisto, arena, carbonato, etc.).

El método de prueba se revisará y aprobara en la evaluación de riesgos del proyecto y/ o

en el diseño del pozo.

Antes de la ejecución, que el Gerente del Sitio de Taladro (DSM), el superintendente de

perforación y el ingeniero de perforación del proyecto verificarán que el método de

prueba en el programa de perforación aprobado sea aún aplicable. Las desviaciones a

partir del programa de pozo aprobado estarán sujetas a documentación de Gestión de

Cambios.

El DSM es responsable por la ejecución del LOT/FIT utilizando los procedimientos trazados

en las siguientes diapositivas y registrando los datos en la última hoja de cálculo LOT/FIT

de Oxy.

Una vez se ha llevado a cabo el LOT/FIT, es responsabilidad del DSM comunicar los

resultados al Superintendente de Perforación. El Superintendente de Perforación

comunicará los resultados de la evaluación de la torre al Ingeniero de Perforación del

Proyecto.

L.O.T.


Comenzamos a perforar utilizando un diseño de pozo con valores teóricos para presión de

poro y gradiente de fractura. El L.O.T (Prueba de Fuga) le da el valor real medido de la

presión de fractura y las limitaciones de peso del lodo, el Peso de Lodo Equivalente

(EMW), utilizado para perforar la siguiente sección del agujero. Cuando usted junta todo,

obtiene sus opciones de control de pozo.

Un L.O.T. se lleva a cabo perforando 10’ de nueva formación por debajo de la zapata.

Cierre el anular y la bomba en el pozo. A medida que se bombea lodo en un pozo cerrado,

la presión de superficie aumentará hasta que ocurra la fractura hidráulica. Mientras usted

continúa bombeando, la fractura crecerá. Esto garantiza que su fractura pase el cemento y

mida realmente la resistencia a la fractura de la roca. Después de detener las bombas y

esperar por 10 segundos, la presión en el Medidor de Presión del Revestimiento se utiliza

para registrar la presión de fractura estática para los cálculos LOT.

o Fuga de Formación = Hidrostático + Presión de Revestimiento de Superficie

Pfrac = (1000pies x 0.52 x 9.0ppg) + 150psi

Pfrac = 618psi

618psi + 0.052 + 1000pies = 11-88ppg peso máximo de lodo

estático.

Siempre redondee hacia abajo con “máximo”, de

manera que el EMW utilizaremos es 11.8ppg EMW

La Presión de Fractura nos da ahora un número

confirmado, que podemos utilizar como nuestro

“Pop-Off”. Esto no cambia nuestro Método de

Perforador. Usted continuará circulando,

manteniendo constante el BHP, aunque la Presión de

Revestimiento pueda exceder su valor LOT.

Lo que esto significa


Procedimientos LOT - SOP Anexo A


Antes de perforar la guía de la zapata, se llevará a cabo una prueba de revestimiento a

tasa constante. Grafique la presión de la tubería de perforación y la presión de

revestimiento versus los barriles bombeados utilizando el último programa FIT/LOT de

Oxy.

Nota: se recomienda hacer esta prueba a la misma tasa a la que se hará el LOT, si es

práctico. Esta prueba puede ser útil como línea de base para el LOT para determinar el

volumen requerido.

Perfore la guía de la zapata, limpie el agujero y haga 10 pies de agujero nuevo.

Circule del fondo hacia arriba y apunte la formación del fondo hacia arriba.

Tenga un peso de lodo consistente en la sarta de perforación, en el anillo, en la línea de

estrangulación y en la línea de matar el pozo.

Levante la broca dentro del revestimiento de la zapata.

Instale medidores, preferiblemente calibrados, en la tubería vertical y en el múltiple del

estrangulador.

Nota: la clasificación de presión en los medidores debe ser de un rango aceptable para la

presión anticipada requerida. Deben utilizarse grabadores si están disponibles.

Instale el equipo y haga una prueba de presión a las líneas de baja y alta presión.

Cierre el BOP en la tubería de perforación.

Corte la circulación a través del múltiple de estrangulación. Cierre el estrangulador.

Bombee lodo por la tubería de perforación a una tasa constante (1/4 – 1 bpm).

Registre la presión en la tubería de perforación y la presión de revestimiento a un

aumento constante de volumen tal como se estableció anteriormente.

Detenga el bombeo después de haber recolectado cuatro puntos de datos a presión de

inyección.

Registre las presiones de cierre de 10 segundos, y presiones cada minuto, por tres

minutos.

Purgue la presión de revestimiento, registre el volumen de la purga y abra el BOP.

Nota: purgue la presión únicamente en el lado del anular, especialmente si utiliza motores

y herramientas LWD.

Grafique la presión de la tubería de perforación y la presión de revestimiento contra los

barriles bombeados utilizando el último programa FIT/LOT de Oxy. La presión a utilizar

para calcular el LOT es la presión de cierre a los 10 segundos en el medidor del

revestimiento.

Informe de los resultados LOT, según la sección de informes en el SOP.

NOTA: las desviaciones de este procedimiento LOT estarán sujetas a documentación de

Gestión de Cambios.

Gráfica L.O.T


F.I.T


En campos desarrollados, con datos conocidos, un F.I.T. (Prueba de Integridad de Formación)

validará la integridad del contenedor y los pesos de lodo equivalentes requeridos para

perforar la siguiente sección del agujero. Una Prueba de Integridad de Formación no está

diseñada para romper la roca, sino para probar la capacidad de las rocas de mantener una

cierta cantidad de presión y confirmar la integridad del cemento alrededor de la zapata.

Si anticipamos la presión máxima que alcanzaremos en la superficie, podemos probar a esta

presión y tener un diseño de pozo válido. Los datos offset exactos son críticos para la decisión

de llevar a cabo un F.I.T.

Un F.I.T. Se lleva a cabo perforando 10’ de formación nueva por debajo de la zapata. Cierre el

anular y presurice hasta una presión predeterminada con su lodo. Si la formación puede

resistir la presión aplicada, la prueba se considera buena. Ahora podemos calcular el EMW

(Peso Equivalente de Lodo).

(9ppg x 0.052 x 1000pies) + 110pdi = 578psi

578psi / 1000pies = 11.11ppg

peso máximo de lodo estático.

Siempre redondee con “máximo”, de manera que el

EMW que usaremos será 11.1ppg EMW

FIT = Hidrostático + Presión de Revestimiento de

Superficie

Sin fracturar la roca, ya no tenemos un número

confirmado para nuestro “Pop-Off”. Esto no cambia

nuestro Método de Perforador. Usted continuará

circulando, manteniendo constante la BHP, aunque la

Presión de Revestimiento pueda exceder su valor FIT.

Procedimientos F.I.T. - SOP Anexo B


Antes de perforar la guía de la zapata, se llevará a cabo una prueba de revestimiento a

tasa constante. Grafique la presión de la tubería de perforación y la presión de

revestimiento versus los barriles bombeados utilizando el último programa FIT/LOT de

Oxy.

Nota: se recomienda hacer esta prueba a la misma tasa a la que se hará el FIT, si es

práctico. Esta prueba puede ser útil como línea de base para el FIT para determinar el

volumen requerido.

Perfore la guía de la zapata, limpie el agujero y haga 10 pies de agujero nuevo.

Circule del fondo hacia arriba y apunte la formación del fondo hacia arriba.

Tenga un peso de lodo consistente en la sarta de perforación, en el anillo, en la línea de

estrangulación y en la línea de matar el pozo.

Levante la broca dentro del revestimiento de la zapata.

Instale medidores, preferiblemente calibrados, en la tubería vertical y en el múltiple del

estrangulador.

Nota: la clasificación de presión en los medidores debe ser de un rango aceptable para la

presión anticipada requerida. Deben utilizarse grabadores si están disponibles.

Instale el equipo y haga una prueba de presión a las líneas de baja y alta presión.

Cierre el BOP en la tubería de perforación.

Corte la circulación a través del múltiple de estrangulación. Cierre el estrangulador.

Bombee lodo por la tubería de perforación a una tasa constante (1/4 – 1 bpm).

Registre la presión en la tubería de perforación y la presión de revestimiento a un

aumento constante de volumen tal como se estableció anteriormente.

Detenga el bombeo cuando la presión en el anillo alcance el valor determinado.

Nota: el superintendente de perforación, el ingeniero del proyecto y el gerente del sitio

del taladro se pondrán de acuerdo acerca de la presión de prueba real y del EMW antes de

llevar a cabo el FIT.

Registre las presiones de cierre de 10 segundos, y presiones cada minuto por tres minutos.

Purgue la presión del anular, registre el volumen de la purga y abra el BOP.

Nota: purgue la presión únicamente en el lado del anular, especialmente si utiliza motores

y herramientas LWD.

Grafique la presión de la tubería de perforación y la presión de revestimiento contra los

barriles bombeados utilizando el último programa FIT/LOT de Oxy. La presión a utilizar

para calcular el FIT es la presión de cierre a los 10 segundos en el medidor del

revestimiento.

Informe de los resultados LOT según la sección de informes en el SOP.

NOTA: las desviaciones de este procedimiento LOT estarán sujetas a documentación de

Gestión de Cambios.

Hoja de Cálculo LOT/FIT


Tolerancia a la Manifestación (KT)

Remítase al SOP 033_01


La tolerancia a la manifestación es la parte de los criterios de diseño de pozos que

mide el volumen y la presión de las manifestaciones de gas máximas que pueden

ingresar al agujero en TD y el aumento de presión sentido en la zapata de

revestimiento, debido a la expansión de la manifestación, a medida que circula

por el pozo.

- P1 V1 = P2 V2

La tolerancia a la manifestación se define como la intensidad y el volumen de

manifestación que puede cerrarse y circularse fuera del pozo manteniendo la

integridad de la formación. Los cálculos de la tolerancia a la manifestación

tomarán en cuenta tanto la intensidad como el volumen de la manifestación.

Los cálculos de la tolerancia a la manifestación se llevarán a cabo como parte del

diseño inicial del pozo, para garantizar un diseño y una disponibilidad tubular

apropiados. Los cálculos de la tolerancia a la manifestación se culminarán antes de

perforar el pozo. Para cada sección del agujero, el diseño de la tolerancia a la

manifestación (incluidas la intensidad y el volumen de manifestación) se anotarán

en el procedimiento de perforación y en el pronóstico y resumen de riesgos. Debe

distribuirse la hoja de cálculo de tolerancia a la manifestación de manera

electrónica al pozo para permitir actualizaciones en tiempo real. Si los parámetros

operacionales se desvían del diseño, se diligenciará un MOC y se volverá a calcular

la tolerancia a la manifestación.

Una diligencia de ingeniería apropiada en el diseño y la comunicación con el

campo son críticos para nuestro Control de Pozos. La mayoría de las escuelas de

control de pozos no discuten la tolerancia a la manifestación, por lo que muchos

DMS de Oxy y miembros del personal del contratista no sabrán qué papel juegan

al trabajar dentro del diseño de pozos. Es responsabilidad de los ingenieros de

perforación proporcionar esta explicación a la torre.

Hay una relación directa entre tolerancia a la manifestación y costo del pozo.

Especificar tolerancias a la manifestación mínimas aceptables más altas de lo

necesario, puede aumentar el costo del pozo, debido a que pueden requerirse

sartas de revestimiento adicionales o sartas de revestimiento más profundas.

Especificar tolerancias a la manifestación mínimas aceptables más pequeñas de lo

necesario puede llevar a costosos incidentes de control de pozo. En todos los

casos, el diseño del pozo debe considerar la seguridad de los equipos, del medio

ambiente y del equipo como primera prioridad.

Presunciones KT


Los cálculos de tolerancia a la manifestación de Oxy se simplifican con base en varias

presunciones:

o el influjo de manifestación es una ‘burbuja única’.

o En la condición de cierre inicial, el influjo se encuentra en el fondo del agujero

abierto.

o Se ignoran los efectos de la migración de gas, de la dispersión de gas, de la

solubilidad de gas, de la temperatura en el fondo del pozo y de la compresibilidad

de gas.

Aunque estas presunciones puedan parecer poco realistas, los métodos simples han

obtenido amplia aceptación en la industria de la perforación debido a que son simples y

generalmente arrojan tolerancias a la manifestación conservadoras (más seguras).

En algunos casos la producción de la formación puede ser lo suficientemente alta como

para que el pozo no pueda cerrarse antes de que se exceda el volumen de tolerancia a la

manifestación. Por lo tanto, la misma tolerancia a la manifestación entre dos pozos puede

no significar que comparten el mismo nivel de riesgo.

¿Esta "manifestación" se expandirá

lo suficiente como para exceder esta

resistencia a la fractura?

Volumen de Manifestación


El volumen de manifestación, según lo definido por la hoja de cálculo de tolerancia a la

manifestación, es el tamaño máximo permitido de manifestación que puede tomarse en el

TD. Se utilizará un volumen mínimo de manifestación de 20bbls. Si se emplea un

volumen de manifestación de menos de 20 bbls en un diseño, debe diligenciarse un MOC

Nivel 2. El MOC puede requerir una evaluación de riesgos.

El volumen de manifestación será una función de una torre particular y de la capacidad del

equipo de detectar una manifestación y cerrar de manera oportuna. Este volumen DEBE

establecerse según el equipo de torre y la capacidad de los equipos de la torre para

identificar y cerrar de manera rápida.

En operaciones sin tanques de corrida, PVT que no funcionan después que se mueve la

torre, equipos de torre mal entrenados e inexpertos, solubilidad de CO2 y H2S, etc., el

reconocimiento de la manifestación es difícil.

En pozos de agujero delgado, pozos HPHT y áreas con gradiente de fractura muy bajos

puede no ser posible diseñar pozos económicos, sin invertir en entrenamiento y equipo

para permitir a los equipos reconocer y minimizar los volúmenes cerrados.

Intensidad de Manifestación


La intensidad de la manifestación determina la presión en el fondo del agujero y el

aumento en la presión que se siente en la zapata de revestimiento, debido a la expansión

de la manifestación a medida que circula hacia arriba en el pozo.

La BHP se basa en su predicción de presión de poro. Aún con datos geológicos offset

robustos, haya algún margen de error. La recomendación de Oxy para este margen de

error es:

o se utilizará una intensidad de manifestación mínima de 0.2 ppg sobre el peso del

lodo para pozos en desarrollo en áreas de presiones conocidas.

o se utilizará una intensidad de manifestación mínima de 0.5 ppg sobre el peso del

lodo para pozos de exploración, o cuando las presiones sean inciertas.

Si se emplea una intensidad de manifestación más baja que el mínimo establecido

anteriormente, se diligenciará un MOC Nivel 2. El MOC requiere una evaluación de riesgos.

Ya que siempre perforamos con un sobre balance o margen de corrida, también debemos

tener esto en cuenta durante nuestros cálculos de la intensidad de manifestación.

Presión de fondo del agujero = máxima presión de poro predicha + sobre balance de lodo

+ intensidad de manifestación.

Introduzcamos algunos números para ver cómo funciona esto.

o Máxima presión de poro predicha (a 10000’ TVF) = 11.4ppg EMW

o Sobrebalance de lodo (para este ejemplo el de 0.3 ppg) = 11.4ppg + 0.3ppg = 11.7ppg

Este es el peso de lodo con el que esperamos taladrar a TD. Esto igualará

la presión de la formación más un sobre balance de 0.3 ppg para corrida.

o Intensidad de manifestación (usar criterios recomendados por Oxy) = 11.7ppg +

0.5ppg = 12.2ppg EMW

o Presión del fondo del agujero = 12.2ppg EMW

BHP = 10,000 pies x 0.052 x 12.2ppg = 6345psi

Cálculos de Tolerancia a la Manifestación


La "tolerancia a la manifestación" que deseamos verificar es 20 bbl & Intensidad de Manifestación

0.5 ppg a 10,000’ TVD.

Dados:

o TVD; 10.000 pies Presión de Poro Predicha: 11.4 ppg EMW

o 9 5/8” : 4325’ TVD Presión de Fractura Predicha: 11.4 ppg EMW

o Agujero abierto: 8 ½” DC es: 600’ x 6”

o DC Ann. Cap: 0.035 bpf 5” DP Ann Cap: 0.046 bpf

o Margen de corrida: 0.3 ppg Intensidad de Manifestación: 0.5 ppg EMW

o MW en la manif.: 11.7 ppg Gradiente de Influjo: 0.1 psi/pie

o Tamaño de Manifestación: 20 bbls

Siempre comience conociendo las presiones involucradas

BHP = 10.000pies x 0.052 x (11.4ppg + 0.3ppg + 0.5ppg) = 6345psi

SIDP = 6345psi – (10,000 pies x 0.052 x 11.7ppg) = 260psi

Presión de frac. @ Zapata = 14.4ppg x 0.052 x 4325 pies = 3240psi

Gradiente de Lodo = 11.7ppg x 0.052 = 0.608psi/pie

Por diseño, el "eslabón débil" es la presión de fractura en la zapata. La máxima presión

que verá la zapata es cuando la parte superior de la burbuja de gas (manifestación) se

encuentra en la zapata o en el cierre inicial. La presión en la zapata es mayor cuando el

influjo se encuentra en su máxima altura vertical mientras está en el agujero abierto.

LOT predicho 14.4 ppg

4325’ TVD

Presión de Poro

Predicha 11.4 ppg

10,000’ TVD

Tamaño Máximo de la Manifestación en el Fondo


1. La presión de fractura @ zapata es igual a

la hidrostática + superficie CP, por lo tanto

Pres. Frac. – Pres. hid. = CP

3240psi – 2630psi = 610psi

2. Parte de las 610 psi CP se deben al

subbalance de lodo de 11.7 ppg (260 psi).

La presión restante se debe a la pérdida de

hidrostática a partir del tamaño de la

manifestación en expansión.

610psi – 260psi = 350psi

Debido a una diferencia de hidrostática

3. Perdimos lodo a 0.608 psi/pie y ganamos

gas a 0.1 psi/pie. El cambio hidrostático por

pie es:

0.608psi - 0.1psi/pie = 0.508psi/pie

4. La altura del influjo en la zapata

350psi / 0.508 psi/pie = 690 pies de influjo

Barriles de gas en la zapata

690 pies de influjo x 0.046 Ann. Cap.

= 31.7 bbls de gas @ la zapata

DPHid = 11.7ppg x 0.052 x 10,000pies

= 6085 psi

Peso del fluido = 11.7 ppg

Grad fluido = 0.608 psi/pie

TVD = 10,000 pies

MD = 10,000 pies

TVD Zapata = 4325 pies

Ann. Cap. = 0.046 bbl/pie

SIDPP = 260 psi

Ganancia de Foso ? bbl

690 pies

Hidrostática a la zapata

11.7ppg x 0.052 x 4325 pies =

2630 psi

Hidrostática tubería perforación

11.7 ppg x 0.052 x 10,000 pies =

6085 psi

Presión de fracturas en la zapata =

3240 psi @ 4325’

BHP = 6345 psi

260

610

Tamaño Máximo de la Manifestación en el Fondo


Por

1. Utilizando la ley de Boyles, podemos ahora

estimar el tamaño máximo de la

manifestación en el fondo (TD) que

podemos contener con este diseño

2. P1 x V1 = P2 x V2

P1 = 3240 psi

V1 = 31.7 bbls

P2 = 6345 psi

V2 = (3240 psi x 31.7 bbl) / 6345 psi

V2 = 102,708 / 6345 psi

V2 = 16.2 bbls tamaño máximo de

manifestación @TD con 0.5 ppg de intensidad

Pres. Frac. – Pres. hid. = CP

3240psi – 2630psi = 610psi

3. Se viola nuestro criterio de un volumen

mínimo de manifestación de 20 bbls. El

diseño actual no funciona.

DPHid = 11.7ppg x 0.052 x 10,000pies

= 6085 psi

Peso del fluido = 11.7 ppg

Grad fluido = 0.608 psi/pie

TVD = 10,000 pies

MD = 10,000 pies

TVD Zapata = 4325 pies

Ann. Cap. = 0.046 bbl/pie

SIDPP = 260 psi

Ganancia de Foso ? bbl

Pres. Frac. = 3240 psi @ 4325’

31.7 bbls de gas en la zapata

BHP = 6345 psi

260

610

MASP


Se trabajan estas iteraciones de la Ley de Boyles hasta encontrar un diseño optimizado de

pozo, que permita al pozo contener el tamaño máximo de manifestación y la presión de

manifestación con base en las predicciones de presión de poro y presión de fractura.

Una vez cementada la primera zapata y después de llevar a cabo un FIT/ LOT, si el FIT real o la

presión de fractura no es tan alta como la predicha, el plan de pozo debe reflejar este cambio

en la Tolerancia a Manifestación y no debe continuar la perforación hasta que se corrija el

diseño del pozo, o se apruebe un MOC según el Estándar de Gestión de Cambios.

Si el aumento calculado en la presión en la zapata de revestimiento excede la presión de

fractura que se midió durante el LOT/FIT, debe tomarse una de las siguientes medidas:

o debe reducirse la cantidad de gas que ingresa al pozo

o debe aumentarse el TVD de la zapata de revestimiento

o deberá acortarse el TVD del pozo.

Los cálculos de tolerancia a la manifestación hechos para un diseño de pozo son inútiles si no

se basan en la realidad. La diferencia entre una manifestación de 2.0 bbl y una manifestación

de 20 bbl en Excel es un punto decimal. En la torre, puede costar el pozo.

MASP


Para evitar engorrosos cálculos manuales para determinar la tolerancia óptima a manifestación,

Oxy ha desarrollado una hoja de cálculo de Tolerancia a Manifestación.

MASP


Hay mucha confusión en la industria en lo referente al término MASP.

Oxy define MASP en el SOP 033_02 – MASP – Prueba de Revestimiento – BOPE como:

“Máxima Presión de Superficie Anticipada (MASP) - La máxima presión de superficie

calculada que se anticipa para cualquier sección particular del agujero, con base en un

conjunto de presunciones”. El ingeniero de perforación calculará una presión máxima en

la superficie con el pozo parcial o totalmente evacuado de fluido de perforación y

reemplazado con la hidrostática del fluido de formación. Esta presión de superficie se

emplea para diseñar clasificaciones de presión de revestimiento y de superficie para el

equipo.

MASP También se emplea para expresar la Máxima Presión De Superficie Permitida

(MAASP: Máxima Presión Anular de Superficie Permitida). Este término describe la

máxima presión de superficie que puede contenerse en un pozo (con el peso de lodo en

uso) y que no excede la presión de fractura/ la presión de prueba en la zapata de

revestimiento.

Durante un evento de control de pozos Oxy, el límite de presión máxima, visto en el

medidor de presión de revestimiento, se determinará mediante limitaciones de reventón

de revestimiento, taras de presión de trabajo BOPE, o cualquier otro "punto débil"

identificado, diferente de la presión de fractura de la formación.

Las limitaciones de presión de superficie basadas en pruebas LOT/FIT únicamente deben

utilizarse para determinar tasas para matar el pozo, pesos de lodo, factores de seguridad

en métodos volumétricos y de Lubricar y Purgar.

Limitaciones de Presión de Superficie


Históricamente, muchas escuelas de control de pozos han enseñado que usted abre el

estrangulador cuando se acerca a la máxima presión de superficie permitida.

Esto reduciría la presión de revestimiento, pero también reduce el BHP y permite otra

manifestación.

La nueva manifestación aumentará su presión de revestimiento, lo que requerirá que

usted continúe abriendo el estrangulador.

Eventualmente, el estrangulador estará completamente abierto y todo el agujero del pozo

estará lleno de gas.

Éste no es un control apropiado de pozos

La primera prioridad de Oxy es proteger a los equipos y al medio ambiente.

Dentro de Oxy, continuaremos manteniendo constante nuestra presión de DP circulante, y

por lo tanto mantendremos la BHP constante. Si excedemos la presión de fractura de la

formación, notificaremos al superintendente de perforación y monitorearemos de cerca el

volumen del foso en busca de pérdidas. Pueden requerirse técnicas posibles de

remediación.

El uso de parte de Oxy del MASP en el SOP 033_02 garantiza que el equipo de superficie

contenga la presión de superficie.

Monitoreo de Presión de Poro


Durante la perforación, puede utilizarse información acerca de las presiones reales de la

formación para ajustar el peso del fluido. Un monitoreo cercano de los parámetros del

perforación y de las propiedades de la formación, puede proporcionar buena información

acerca de las presiones de poro reales.

Zonas anormalmente presurizadas pueden exhibir varias de las siguientes propiedades, en

comparación con zonas normalmente presurizadas a las mismas profundidades:

o Porosidades más altas.

o Temperaturas más altas.

o Salinidad del agua de la formación más baja.

o Densidades de esquisto más bajas.

o Resistividades de esquisto más bajas.

o Velocidades sónicas de intervalo más alto.

o La saturación de hidrocarburo puede ser diferente (es decir, saturación más alta).

Los parámetros enumerados anteriormente son de uso común para evaluar presiones de

formación mientras se perfora. Siempre deben tenerse en cuenta los cambios en la

litología cuando se interpretan cambios en los parámetros de perforación y del fluido. Esta

información puede utilizarse para revisar y/ o modificar las predicciones de presión de

poro utilizadas para el diseño inicial del pozo.

Las herramientas de Medición Mientras se Perfora (MWD) proporcionan datos del fondo

de pozo casi continuos mientras la perforación está en progreso. El uso de dispositivos

MWD para transmitir datos de registro eléctrico (LWD) permite la evaluación de la presión

de la formación utilizando los mismos principios del registro de cable. La ventaja de los

datos MWD/ LWD es que se miden los parámetros de perforación de fondo de pozo reales

(peso sobre la broca, torque) y los datos de registro de la formación se obtienen durante

el proceso de perforación, muy poco antes de que la formación haya sido perforada. La

evaluación de las presiones de formación puede ocurrir mientras progresa la perforación.

También puede lograrse una correlación en "tiempo real" con datos offset.

Pozos de Ángulo Alto / Horizontales


En pozos de ángulo alto y en pozos horizontales, a menudo se perforan los yacimientos a

un ángulo alto u horizontal, con el último revestimiento o sarta de revestimiento colocada

sobre el yacimiento. Al considerar la tolerancia a la manifestación para la sección del

yacimiento, es a menudo el caso que la altura máxima permitida de gas se extiende desde

el fondo del agujero abierto hasta el interior del revestimiento. Esto implica que el pozo

puede tolerar un volumen infinito de influjo de gas sin fracturar el punto débil del agujero

abierto.

Sin embargo, debido a la larga sección de agujero abierto a través del yacimiento en un

pozo de ángulo alto o en un pozo horizontal, el volumen de influjo puede ser

potencialmente alto. Cuando el influjo se circula a la superficie, puede llenar todo el

anular del vertical y las secciones de ángulo bajo y crear presiones de revestimiento muy

altas en la superficie. El volumen de tolerancia a manifestación en este caso debe

determinarse, no sólo mediante el gradiente de fractura de la formación en el punto débil

del agujero abierto, sino también mediante la máxima presión de superficie permitida con

base en la resistencia al reventón del revestimiento y a las clasificaciones de presión del

equipo de superficie.


Capítulo 9: Problemas Especiales

Rev. 7 12/2010 Capítulo 9 – Problemas Especiales 1

Tubo en U roto – Página 3

o Exceder la presión de fractura – Página 4

o Circulación perdida totalmente – Página 5

Técnicas Remediales – Página 6

Tubo en U intacto – Página 7

Complicaciones mecánicas – Página 8

Pensamiento crítico – Página 9

Manifestaciones durante/ después de la cementación – Página 10, 11

Presión de revestimiento sostenía (SCP) – Página 12

Prueba por la sarta de perforación – Página 13

Pozos horizontales/ multilaterales – Página 14 – 18

Anticolisión – Página 19 – 20

Filosofía de barrera – Página 21


Tubo en U Roto


Anteriormente, miramos el tubo en U y entendimos que al escoger uno de los medidores

de superficie, y una columna completa de fluido de la misma densidad debajo de éste,

podíamos controlar la BHP.

¿Cómo sabemos si no tenemos un tubo intacto?

o Hay una caída subida de presión en uno de los medidores de presión de superficie.

o Fluctuaciones en el medidor de presión del revestimiento seguida de fluctuaciones

en el medidor de presión de la tubería de perforación después de un lapso de

tiempo.

o Tener que ajustar con frecuencia el estrangulador para mantener la presión

correcta.

o No hay comunicación entre la tubería de perforación y el anular.

o El volumen del foso no es consistente con las expectativas.

¿Qué puede crear un tubo en U roto?

o Si excedemos la presión de fractura en el punto débil en el foso, rompemos

nuestro tubo en U. Podemos exceder la presión de fractura tomando demasiado

influjo, por una predicción inexacta de presión de poro y/ o por una mala

operación del estrangulador.

o Si perforamos en pérdidas completas, el nivel de fluido en el pozo cae. A medida

que cae nuestro nivel de fluido, perdemos hidrostática y podíamos permitir una

manifestación a partir de una zona por encima de las pérdidas.

Exceder la Presión de Fractura


Podemos exceder la presión de fractura tomando demasiado influjo, por una predicción

inexacta de la presión de poro y/ o por una mala operación del estrangulador.

¿Cómo lo sabemos?

o Dependiendo de qué tan mala sea la pérdida de fluido, usted podrá ver una caída

en la CP, que fluctúa o permanece constante. El nivel del foso puede caer o

permanecer constante. Usted puede estar cerrando el estrangulador para

mantener constante la presión DP sin ver un aumento en la CP y/ o una gran

diferencia en el lapso de tiempo. Si la pérdida ocurre durante la segunda

circulación, muy probablemente fue causada por cerrar demasiado el

estrangulador. Debería mostrarse como una caída en la CP y una caída en el

volumen del foso.

¿Qué podemos hacer?

o Nuevamente, depende de la tasa de pérdida de fluido. Si usted tiene suficiente

volumen para continuar la circulación, remueva cualquier factor de seguridad que

esté manteniendo y continúe para mantener constante la presión DP (primera

circulación)

o si usted no puede continuar circulando, deténgase y cierre el pozo. Analice la

situación y vea si alguna de las técnicas de remediación puede funcionar.

¿Qué no debemos hacer?

No abra el estrangulador para

reducir la CP. Abrir el estrangulador

desbalancearía el pozo, permitiría un

mayor influjo y haría que el

problema fuera peor.

Muchas escuelas enseñan a reducir

la velocidad de las bombas. Si usted

mantiene la CP constante mientras

reduce la velocidad de la bomba (la

forma correcta) usted aún tiene la

CP en el mismo valor. La única

presión que ha removido es la

fricción desde el estrangulador hasta

el punto débil. Disminuir la tasa de la

bomba no se recomienda, a menos

que usted estuviera bombeando

demasiado rápido.

Pérdida Total Inesperada de Circulación


Si perforamos dentro de pérdidas completas, el nivel de fluido en el pozo cae. A medida

que nuestro nivel de fluido cae, perdemos hidrostática, lo que podría permitir una

manifestación a partir de una zona por encima de las pérdidas.

¿Cómo lo sabemos?

o Una vez que usted encuentra pérdidas totales, no dejará de ver las señales. Mar

adentro, usted podría cambiar las bombas de agua de mar y continuar. Usted

puede no saber que el pozo está manifestando hasta que la expansión de

superficie sea mayor que las pérdidas y el fluido/gas alcance la superficie. Con un

volumen de superficie limitado usted necesitará cerrar. A medida que cae el

fluido, si una zona por encima comienza a fluir, el gas migrará a la superficie y es

probable que cree alguna cantidad de CP.

¿Qué podemos hacer?

o Usted debe intentar primero llenar el agujero con el fluido más ligero disponible.

Si las formaciones están presurizadas normalmente, una columna de agua salada

debería matar el pozo. Si las formaciones están anormalmente presurizadas, su

posibilidad de éxito con el Método de los Perforadores es muy pequeña. Analice la

situación y vea si alguna de las técnicas de remediación puede funcionar. Usted

necesitará detener las pérdidas antes de que pueda volver a obtener control sobre

la presión.

¿Qué NO debemos hacer?

No continúe perforando a ciegas,

hasta que haya confirmado que el

pozo no está intentando fluir.

Sea cuidadoso al intentar añadir

material de circulación perdida

(LCM) al lodo a menos que esté

seguro que puede circular la más allá

de los motores, del MWD, etc.

taponar la sarta de perforación en

este momento limita seriamente sus

opciones.

Reciprocar lentamente la tubería.

Esto ayudará a evitar empaquetar el

anular.

Técnicas Remediales


Matar en el fondo. Una columna muy pesada por debajo de la zona de pérdida para sobre

balancear la zona productora. Esto requiere que la distancia vertical entre la zona de

pérdida y la zona de flujo sea significativa.

Una píldora de barita o un tapón de cemento para puentear y aislar la zona productora de

la zona de pérdida. El mismo propósito que el anterior, excepto que éste pretende colocar

una barrera en lugar de utilizar hidrostática. Requiere una menor separación vertical entre

las zonas.

Bombear LMC, sedimento de grasa (gunk) o cemento a la zona de pérdida en un intento

por recuperar control convencional. Requiere una consideración cuidadosa de los

componentes de la sarta de perforación y del producto elegido para bombear.

Bullheading mata los fluidos dentro de la pérdida y/ o zonas productoras. Cualquier

bullheading requerirá tasas de bombeo más altas que las tasas de migración. Muy

dependiente en la sección del agujero y en el equipo

Matar el pozo de forma dinámica utilizando pérdida de presión friccional y densidad de

fluido para aumentar la presión del agujero del pozo opuesto a la zona productora. Este

método se utiliza cuando la zona que fluye se encuentra en el fondo y no podemos utilizar

contra presión de superficie para detener el flujo. Requiere tasas de bombeo muy altas

para crear la cantidad de fricción necesaria. Ya que utiliza fricción y no hidrostática, tendrá

las mejores probabilidades de éxito con una distancia más medida desde las zonas de flujo

y de pérdida. Matar el pozo de forma dinámica no debe intentarse con equipo de torre

típico sin un modelado riguroso.

Tiempo: Todas las técnicas requieren una

planeación cuidadosa. Deben evaluarse las

capacidades del equipo, los cálculos y la

capacidad del equipo para llevar a cabo el plan.

No debe implementarse ninguna de estas

técnicas sin apoyo de parte del Ingeniero de

Perforación y sin autorización del

Superintendente de Perforación.

Tubo en U Intacto


En un tubo en U intacto, sin complicaciones mecánicas, la tabla a continuación es un

método de perforadores perfecto para matar el pozo.

Si usted ve algo diferente durante su operación de control de pozo, comience a buscar

indicadores acerca de lo que puede estar mal.

Es importante diligenciar la hoja de registro de manera correcta. Registrar cualquier

cambio y comunicar dichos cambios es crítico una vez que comienzan a ocurrir las

complicaciones.

La persona asignada para registrar la información debe entender acerca de control de

pozos para comunicar los cambios.

Simplemente registrar la información es útil para mirar hacia atrás a lo que ha sucedido.

Utilizar la hoja de registro durante la operación para matar el pozo es útil para analizar y

corregir antes de que las cosas salgan mal.

Asumiendo una manifestación de gas en expansión

MÉTODO DEL PERFORADOR

MEDIDOR DP MEDIDOR CP GANANCIA DEL FOSO

DIRECCIÓN DEL ESTRANGULADOR

INFLUJO CLARO MANTENER CONSTANTE

AUMENTO LENTO

AUMENTA, LUEGO REGRESA A LA ORIGINAL

MAYORMENTE ABRIENDO

KWF A LA BROCA DISMINUYE MANTENER CONSTANTE

CONSTANTE SIN CAMBIO

KWF A SUPERFICIE

MANTENER CONSTANTE

DISMINUYE LENTAMENTE

CONSTANTE MAYORMENTE ABRIENDO

Complicaciones Mecánicas


En un Método del Perforador normal, no hay nada que deba causar un cambio súbito de

presión. La expansión de gas ocurrirá más rápidamente cerca de la superficie, pero aún así

será un cambio progresivo.

El taponamiento del equipo, derrumbes y empaquetamientos deberían crear cambios

súbitos de presión.

Usted estará controlando la BHP utilizando uno de los medidores de presión de superficie

en cada etapa del método del perforador pero siempre debe estar observando y

registrando la presión en ambos medidores. El medidor que reaccione primero le dirá de

qué lado del tubo en U se encuentra la complicación.

Si usted está ajustando constantemente el estrangulador, innecesariamente, esto podría

hacer que usted que deje de ver uno de estos indicadores.

Si usted reacciona a uno de los indicadores sin observar el otro, usted puede ajustar el

estrangulador de manera incorrecta y la BHP no será correcta.

Tener una persona dedicada a observar, registrar y comunicar presiones es muy

importante para una ejecución apropiada.

↑ Primera Indicación ↑ Después de un lapso de tiempo

Problema mecánico

Indicadores Comentarios

Tubería de perforación

Revestimiento Estrangulador

Estrangulador taponado

↑ ↑ Apagar Se verá primero en el CP como un aumento rápido. Detenga la bomba y cierre.

Packoff ↑ ↓ Apagar La CP disminuirá debido a un menor volumen de fluido. Si el derrumbe es profundo, la tubería de perforación puede reaccionar primero.

Surtidor tapado ↑ → NC Se verá primero en el DP. Cp permanecerá igual a menos que la bomba también desacelere.

Problemas en la bomba

↓ ↓ Apagar Si la bomba falla, ambas presiones caen rápidamente. Si es una válvula o pistón esto puede ser gradual. Una operación incorrecta del estrangulador aumentará la BHP.

Estrangulador pegado

↓ ↓ Cerrar Se verá primero en el CP. Si es gradual y usted mantiene constante en la DP, entonces la BHP se mantendrá constante en la nueva posición del estrangulador.

Sarta de perforación/

surtidor pegado

↓ → NC Se verá primero en el DP. Si es una disminución gradual en las psi y usted cierra el estrangulador para mantener constante la DP, la BHP aumentará.

Pensamiento Crítico


En Control de Pozos de Oxy, un entendimiento fundamental de los conceptos básicos de

presión, comportamiento de gases, del método del perforador y del tubo en U

proporciona las bases para el control práctico de pozos.

o Saber qué hacer y luego ejecutar los pasos para hacerlo.

Una vez ocurren las complicaciones mientras se mata un pozo, no hay procedimientos

definidos que funcionen en todas las situaciones.

Demasiadas veces reaccionamos a un indicador y arreglamos el indicador, pero no

arreglamos el verdadero problema.

Registrar y seguir apropiadamente los datos le permitirá ver las tendencias que ocurren

durante el proceso de matar el pozo y le ayudarán a identificar cuál es el “problema”.

En cualquier momento al matar el pozo, cuando usted no está seguro de si la presión del

fondo se está manteniendo constante, deténgase y cierre el pozo.

Una vez haya identificado el problema, debe desarrollarse un plan para remediarlo y

comunicarlo a todas las personas involucradas. El plan debe incluir:

o Los procedimientos que se van a seguir.

o Los puntos de decisión que reflejan el éxito o fracaso del plan éstos podrían ser

presiones anticipadas, volúmenes bombeados, etc.

o Responsabilidades de las posiciones.

o Riesgos para el personal, para el medio ambiente y para el equipo.

o Límites, diseñados para mitigar los riesgos y el punto en el cual la operación se

detiene y se evacua al personal no esencial a un área segura.

Manifestación Durante / Después de la Cementación


Las manifestaciones que ocurren durante la cementación son el resultado de reducir la

presión hidrostática durante el trabajo de cementación. Las manifestaciones que ocurren

después del trabajo de cementación usualmente son el resultado de suabeo o de las

propiedades de la lechada. Lo siguiente puede causar una reducción en la presión

hidrostática o una avería en la formación.

o Se bombea un espaciador de bajo peso y gran volumen más allá del cemento.

o La densidad de la lechada de cemento excede la resistencia de la formación,

causando circulación perdida.

o Si se utiliza cemento de bajo peso, es necesaria contra presión en el

estrangulador. Una contra presión incorrecta puede crear falta de balance o

circulación perdida.

o Mientras el cemento está fraguando, su densidad efectiva pasa de la densidad de

la lechada a la densidad del fluido base (es decir, agua).

o Una pérdida de fluido alta del lado opuesto de zonas permeables causará una

deshidratación prematura de la lechada de cemento.

o Formación de un micro anular (canal) que proporciona un paso para el flujo de

fluido/ gas.

o Falla del flotador del revestimiento.

o Agua libre, más probable en pozos desviados.

o Diseño o desempeño deficiente del retardante del cemento.

Remítase a las mejores prácticas y a los estándares de cementación para planear y llevar a

cabo operaciones de cementación.

Vías de Comunicación de la Presión


La presión puede no ocurrir inmediatamente. Mantenga monitoreo de la presión en el

anular del revestimiento durante la perforación.

Presión de Revestimiento Sostenida


Hay muchas causas para la presión entre sartas de revestimiento:

o Falla en el sello del empacador.

o Falla en el colgador del revestimiento.

o Uniones de cemento deficientes.

o Desgaste general.

o Corrosión.

o Efectos térmicos. Mayormente ocurridos durante la producción. Usualmente no

sostienen la presión si se purgan.

La presión de revestimiento sostenida es la presión atrapada entre sartas de revestimiento

que volverá a ocurrir luego de purgar la presión inicial. En algunos casos la vía de

comunicación es suficiente para que la presión del revestimiento no pueda purgarse.

Reglas generales:

o Si las presiones exceden la presión de prueba o se aproximan a la presión tarada,

evacúe el área hasta que la situación pueda evaluarse y se implanten medidas de

seguridad.

o Si alguna sarta de revestimiento tiene presión sostenida, asegúrese

inmediatamente de que una segunda válvula de aleta está instalada para

proporcionar redundancia.

o Instituya un procedimiento de registro y reporte para cualquier cambio en la

presión.

Antes de intentar cualquier remediación, asegúrese de que se conoce la causa exacta de la

presión de revestimiento. Asumir lo que el problema es, puede ser desastroso si la

presunción es errónea. Perder su barrera de revestimiento en la superficie puede no ser

recuperable.

Prueba por la Sarta de Perforación


Una Prueba por la sarta de perforación (DST) es un completamiento temporal para

obtener información acerca de la extensión de la formación y de su producción.

DST involucra traer a la superficie fluidos y presión de la formación. Se requieren

precauciones especiales para mantener el control del pozo.

Por esta razón, Occidental ha desarrollado las mejores prácticas de prueba de pozos que

deben utilizarse como parte de la planeación de pozos y de la operación DST.

Preocupaciones Horizontales / Desviadas


Todas las técnicas utilizadas en pozos verticales para evitar y detectar manifestaciones

pueden aplicarse a pozos de ángulo alto u horizontales.

El propósito de perforar un pozo horizontal es mejorar la producción, al exponer una

mayor área de yacimiento. Si el pozo se hace sub-balanceado, esto permite que una

mayor parte de la formación fluya y aumenta grandemente el tamaño de la manifestación,

en comparación con la perforación de un pozo vertical similar. El aumento del tamaño de

la manifestación debe tomarse en cuenta al diseñar el pozo y la tolerancia a

manifestación.

Ya que los pozos horizontales son típicamente pozos de desarrollo en campos conocidos,

con presión de poro establecida, deben evitarse las manifestaciones perforadas. Sin

embargo, la Densidad Circulante Equivalente (ECD) es más alta al perforar un pozo de

ángulo alto. Esto significa una mayor reducción en la presión del fondo cuando se detiene

la circulación. La posibilidad de encontrar presiones de formación más altas de las

planeadas cuando se perfora a través de una falla o dentro de una fractura siempre es un

riesgo.

En un pozo altamente desviado/horizontal usted tiene:

o Una exposición aumentada a los hidrocarburos en la formación del yacimiento.

o Lechos de cortes que disminuyen la tolerancia anular y aumentan el potencial de

suabeo.

o El potencial de hundimiento de barita y una reducción en el peso efectivo del lodo.

Con la barita que yace en el lado inferior del agujero, el fluido en la parte superior

del agujero se aligera. Si este fluido más ligero se circula en la sección vertical del

agujero sin la barita, puede disminuir la presión hidrostática del pozo y permitir

que el pozo patee.

Es importante verificar el flujo del pozo en cada conexión y antes de correr para

asegurarse de que el pozo sea estable.

Cualquier influjo en la sección horizontal puede no ser capaz de migrar y producirá una

verificación de flujo negativa. Una verificación de flujo negativa no significa que no haya

influjo. El flujo de un pozo horizontal puede ser lento al principio, aumentando

rápidamente una vez que el influjo se mueve dentro de la sección de

construcción/vertical. En este punto, la presión hidrostática en el anular puede haber

disminuido lo suficiente como para permitir más influjo dentro del pozo. Durante la

corrida, regresa a un control apropiado del tanque de corrida/hoja de corrida y el

reconocimiento de una discrepancia.

Preocupaciones Horizontales / Desviadas


Cuando ocurre una manifestación en una sección de agujero de ángulo alto u horizontal, la

Presión Estática de la Tubería del Taladro (SIDPP) será cercana o será igual a la presión

estática de revestimiento (SICP). Esto se debe a que la altura vertical de la manifestación

causa únicamente un pequeño cambio en la presión hidrostática en el anular. Presiones

estáticas de Cero (SIDPP y SICP) no significan que no haya manifestación. Junto con una

ganancia de foso positiva, esto puede indicar que la manifestación se encuentra aún en la

sección horizontal del agujero.

Es muy posible que la sección horizontal esté llena de fluido del yacimiento y aún así el

pozo esté "muerto". Se recomienda precaución extrema al volver a correr dentro del

yacimiento luego de una corrida completa. Cuando se llegue nuevamente al fondo, se

recomienda hacer una verificación de flujo luego de un “bottoms-up” parcial ya que un

influjo puede estar entonces lo suficientemente alto en el pozo como para ser detectado.

El efecto de la presión de suabeo es potencialmente mayor en un pozo de ángulo alto u

horizontal. Para prevenir manifestaciones suabeadas, es importante asegurarse de que:

o La reología del lodo esté condicionada antes de correr hacia fuera.

o La velocidad de corrida se controla por debajo de la velocidad máxima permitida.

Al sacar tubería del agujero, el suabeo que ocurre en la escora puede causar que

toda la sección horizontal manifieste. Debe llevarse a cabo un monitoreo

cuidadoso del pozo por parte del DSM/ Capataz hasta que la broca se encuentre

en la sección vertical y el desplazamiento calculado iguale al desplazamiento real.

Debe considerarse bombear fuera del agujero hasta la sección vertical.

Multilaterales


Definidos como "un pozo único con una o más ramas de pozos que irradian a partir de un

pozo principal", los pozos multilaterales se utilizan como pozos de desarrollo o como un

reingreso a un pozo existente.

Los multilaterales ofrecen la capacidad de drenar un único yacimiento de manera más

eficiente y drenar múltiples yacimientos al mismo tiempo. Esta ventaja hace que la

perforación horizontal sea ideal para yacimientos de poca profundidad, extendidos,

fracturados o en ambientes sensibles, tales como la tundra ártica, donde la perforación es

controversial.

El uso de pozos verticales en tales ubicaciones requeriría más pozos y, por lo tanto, más

carreteras, oleoductos y plataformas. Debido a que los pozos horizontales pueden drenar

un área más grande, se necesitan menos pozos, lo que significa menos infraestructura.

Los pozos multilaterales se clasifican desde el Nivel 1 hasta el Nivel 6 según la complejidad

de sus uniones. Aquellos que no proporcionan integridad de presión (Nivel 1, 2, 3, y 4); y

aquellos que si la proporcionan (Nivel 5 y 6).

Los pozos que se perforan en un ambiente de presión de poro consistente, típicamente

agotados, o pozos dominados por estrechas arenas o petróleo pesado, no presentan

mucha dificultad en control del pozo y se consideran de bajo riesgo. Los multilaterales son

muy comunes para Oxy en Qatar, con todos los pozos produciendo a partir de la misma

zona a partir de completamiento descalzos.

Los pozos que se perforan en múltiples yacimientos con diferentes presiones de poro, que

tienen potencial de circulación perdida, o que contienen gas, son de alto riesgo y no deben

perforarse sin contar con la capacidad de aislar los pozos durante la perforación.

Control de Pozos Multilaterales


Siempre y cuando se mantenga un aislamiento hidráulico confiable, los métodos

existentes de control de pozo pueden aplicarse y cada pozo puede tratarse de manera

separada. De otro modo, los cálculos necesitan tener en cuenta la formación más débil en

cada pozo, posibles manifestaciones a partir de estos pozos y los diferentes pesos del lodo

en cada pozo.

La detección de manifestaciones reside en las señales de advertencia existentes, ganancia

de foso, flujo de retorno aumentado, o discrepancias en la hoja de corrida. Sin importar el

tipo de pozo que usted perfore, nuestra instrumentación de superficie es la misma.

Anti-colisión


Oxy ha definido sus criterios de anticolisión en el Estándar_035 Anticolisión de Pozos.

1. Propósito

El propósito de este Estándar (STD) es garantizar la consistencia en la aplicación de los

principios de anticolisión para todos los pozos perforados por la Comunidad Global de

Perforación (GDC). La anticolisión es un aspecto crítico de la planeación y ejecución de

pozos de perforación direccional. El propósito es protegerse contra una potencial colisión

de pozos, lo que representa un riesgo para los Activos de Oxy, para el Personal del Sitio del

Pozo y para el Medio Ambiente.

2. Aplicación

Este STD aplicará a todos los pozos perforados dentro del Proceso de Construcción de

Pozos de la GDC.

Este STD es un requerimiento mínimo y no reemplaza ninguna regulación o requerimiento

local.

Cualquier desviación de este STD requiere un MOC Nivel 5, a menos que se especifique de

otra forma en este estándar.

Alternativamente, una Unidad de Negocios (BU) con necesidades especiales puede escribir

un SOP Anticolisión específico para la BU con la aprobación del Director de Ingeniería de

Perforación (CDG).

3. Papeles y responsabilidades

Ingenieros de Perforación (DE) - Responsables del diseño general del pozo, incluidos los

requerimientos de este STD.

Gerentes de Sitio de Perforación (DSM) - Responsable de la ejecución de este STD en el

sitio de la torre para mitigar el riesgo de anticolisión.

Supervisores de Ingeniería de Perforación (DES) - Responsables de la implantación y

adherencia a este STD en una BU. Responsables del aseguramiento de calidad general de

ingeniería dentro de la BU.

Superintendentes de Perforación (DS) – Responsables de las operaciones de monitoreo vs.

diseño planeado y de iniciar un MOC cuando las operaciones se desvían del diseño

planeado.

Gerente de Perforación (DM) - Responsable de aprobar el diseño costo efectivo del pozo y

que el plan de pozo direccional se encuentre dentro de niveles de riesgo aceptables.

Especialistas de Perforación Direccional, Grupo Central de Perforación - (DDS CDG) -

Responsable de garantizar que este STD se encuentre actualizado y sea relevante.

Responsable de monitorear su implantación en las Unidades de Negocio.

Director de Ingeniería de Perforación, Grupo Central de Perforación - (DDE CDG) -

Responsable por el aseguramiento de la calidad de ingeniería general de GDC y de aprobar

cualquier SOP Anticolisión específico de la BU.

Anticolisión - SOP_035_01


Todos los pozos diseñados dentro del Proceso de Construcción de Pozos GDC se diseñarán para

mantener los siguientes SF mínimos a todo lo largo del intervalo perforado:

Factor de Separación Requerimientos

SF > 2.0 No hay requerimientos especiales

1.5 < SF ≤ 2.0 Requerimientos de levantamiento según la Sección 5.4

1.0 < SF ≤ 1.5 Requiere MOC Nivel 3

SF ≤ 1.0 Requiere MOC Nivel 4 en consulta con el DDS CDG

y requiere una evaluación de riesgo para

pozos no abandonados.

Cuando se hace necesario un MOC Nivel 3, el MOC abordará la frecuencia de levantamiento planeada,

requerimientos de gyro y requerimientos de cierre o taponamiento para pozos offset. Cuando se planea un

pozo con un SF ligeramente por encima de 1.5, puede ser prudente proceder con un MOC Nivel 3 antes de

comenzar operaciones para evitar el tiempo de cierre asociado con una desviación por debajo de 1.5 SF. Si

hay un potencial de riesgo alto involucrado, se llevará a cabo una evaluación formal de riesgos y se

desarrollarán los mitigadores apropiados antes de la perforación.

Además del SF mínimo, se mantendrá una distancia centro a centro mínima de 10’ para pozos desde el

mismo sitio. En casos donde el espaciamiento de la cabeza del pozo sea de menos de 10’, el espaciamiento

mínimo del pozo se mantendrá como un 80% del espaciamiento centro a centro mínimo. Para pozos desde

sitios diferentes, donde la distancia física no pueda verificarse, la distancia mínima centro a centro no será

menor de 30 pies.

Problema de control de pozo creados por la intersección con un pozo previo pueden

incluir:

o Circulación perdida - hasta producción agotada

o Presión anormal en la intersección - desde producción

o Presión de inyección - de agua de inyección, inundación de CO2, flujo de vapor,

levantamiento de gas y/ o presencia de H2S.

No hay un procedimiento de control de pozo estándar para esta ocurrencia. Se hace crítico

reconocerla y cerrar rápidamente. El MOC debe abordar la profundidad a la cual es posible

la colisión y TODOS los miembros del equipo deben ser conscientes de ella.

o Alarmas de monitoreo DSM.

o Perforador, Capataz y Perforador Direccional monitoreando parámetros de

perforación.

o Ingeniero de Lodos en las zarandas monitoreando los cortes y retornos y

monitoreando cuidadosamente los volúmenes de fluido.

o El equipo debe restringir el acceso a la ubicación y prepararse para su posible

abandono.

En el evento de una intersección, contacte inmediatamente al Superintendentes de

Perforación.

Filosofía de Barrera


Después de establecer el revestimiento de superficie y durante las operaciones de

workover, debe mantenerse y probarse un mínimo de dos barreras independientes en

todo momento.

En caso de falla de una barrera, las operaciones normales se detendrán hasta que la

posición de las dos barreras haya sido restablecida. Una barrera se define como:

o Cualquier columna estática de fluido con suficiente presión hidrostática para sobre

balancear la presión de poro.

o Cualquier válvula de operación remota o elemento BOP cuya presión pueda

probarse de manera regular.

o Cualquier tapón de cemento/ mecánico en el pozo que haya sido probado

apropiadamente.

o Cualquier dispositivo mecánico instalado en la cabeza del pozo, en el árbol de

Navidad, en la tubería, en el anular o en el pozo que haya sido probado

apropiadamente.

Un mínimo de una válvula de seguridad de apertura total (FOSV) y una dentro del BOP con

XO, que se ajuste a todos los tamaños de conexión de los tubulares en la sarta de taladro,

estará disponible en el piso del taladro en todo momento, incluida una cabeza de

circulación. Se proporcionarán medios apropiados de manipulación para ayudar con su

instalación.

Si no puede cerrarse el pozo con el BOP, el pozo se asegurará de manera apropiada

colocando y probando un tapón o un empaquetador mecánico.

En cualquier momento en que se interrumpa una corrida, se requiere la instalación

manual de un FOSV o conexión al miembro superior.

Cuando ocurre circulación perdida y no puede volverse a obtener a través de la tubería del

taladro, se llenará el anular con el fluido más ligero disponible (usualmente agua) y se

registrará el volumen. Mantener un nivel de fluido por debajo del BOP no puede

considerarse como una barrera.

Correr fuera del agujero sin retornos completos es potencialmente peligroso y solamente

se permitirá bajo condiciones conocidas y con la aprobación del Superintendente de

Perforación.

Capítulo 10: - Workover / Completamiento

Rev. 7 12/2010 Capítulo 10 – Workover / Completamiento 1

o Definir completamiento / Workover – Página 3

o Workovers – Página 4

o Control de pozo – Página 5

o Fluidos de completamiento – Página 6 – 10

o Expansión térmica – Página 11

o Cristalización – Página 12

o Hidratos de gas – Página 13

o Riesgos y seguridad de la salmuera – Página 14, 15

o Propiedades de la salmuera – Página 16

o Fluidos empacadores – Página 17

o Desplazamiento del pozo – Página 18

o Fluidos para puenteo – Página 19

o Lubricadores de cable – Página 20

o Barreras de Workover / Completamiento – Página 21

o Equipo de completamiento de superficie – Página 22 – 26

o Instalación de BOP – Página 27

o Equipo de completamiento de subsuperficie – Página 28 - 33

o Tubería / Revestimiento – Página 34

o Perforación / Estimulación – Página 35 – 36

o Bomba Eléctrica Sumergible – Página 37

o Recuperación Mejorada de Petróleo – Página 38 – 39

o Circulación reversa – Página 40, 41


Completamiento / Workovers


Completar un pozo, es esencialmente prepararlo para producir petróleo y/ o gas. Un

método de completamiento se compone de los siguientes pasos:

1. Se corre y se cementa el revestimiento de producción dentro del pozo.

2. Se instalan válvulas de control de flujo en el árbol de Navidad, y se corre tubería de

producción dentro del pozo, sellada dentro del revestimiento con un empaquetador.

3. Se perfora el pozo opuesto a la zona productora y comienza la producción.

Este capítulo se enfocará en las diferencias entre el control del pozo durante las

operaciones de perforación y el control de pozo durante las operaciones de

completamiento/ workover.

Los comportamientos pretenden establecer la producción. Deseamos sub-balancear el

pozo y permitir que el pozo fluya. Aquí es donde está el dinero. Hasta el momento en que

estemos listos para hacer fluir el pozo debemos continuar con el control de la BHP.

Los métodos que utilizamos para el control de la BHP son los mismos que para la

perforación. Utilizamos presión hidrostática, el tubo en U, contra presión de

estrangulación y un entendimiento de los medidores de presión de superficie.

Después de colocar el revestimiento de producción, o de perforar hasta la profundidad

final para completamiento de agujero abierto, típicamente desplazamos el agujero a un

fluido de completamiento. Este fluido debe proporcionar suficiente presión hidrostática

para balancear el pozo, pero no debe ser compatible con la formación que intentamos

producir.

Si el pozo deja de producir, o si la tasa de producción disminuye, podemos decidir sacar la

sarta de completamiento. Esto se llama un workover. La diferencia es que puede haber

mucho equipo de completamiento en el lugar que debemos entender.

Workover


La necesidad de llevar a cabo un workover puede deberse también a un problema en una

de dos categorías:

o Falla del equipo asociada con la sarta de completamiento

Falla en la tubería/varilla

Falla en el empacador

Falla en un dispositivo de control de flujo como la válvula de seguridad de

sub-superficie, funda deslizante, niple de cable

Árbol de Navidad / falla en el colgador de tubería / fuga

Falla en la válvula de levantamiento de gas y/ o mandril

Falla en la bomba de fondo de pozo.

o La necesidad para reemplazar/ cambiar el completamiento debido a una

disminución en la producción.

Completamiento en una zona nueva (diferente)

Adición de zonas

Control de agua o gas

Estimulación

El control de pozo de workover puede ser mucho más complicado que el control de pozo

de perforación. Podemos tener dispositivos de control de flujo de fondo de pozo que

cambien nuestra vía de flujo, dispositivos de aislamiento de fondo de pozo que pueden

atrapar presión, barreras mecánicas que deben abrirse o cerrarse en secuencia, etc. Saber

qué hay en el pozo, donde se encuentra y qué presión diferencial se encuentra por encima

y por debajo de cada dispositivo, es crítico para operaciones seguras y eficientes. Hay unas

pocas cosas que hacen la vida más sencilla. Normalmente tendremos revestimiento

colocado a una profundidad en la que no nos preocupa fracturar formaciones más débiles

en el pozo, podemos calcular de manera más exacta las capacidades del agujero y

usualmente tenemos un conocimiento más exacto de la presión del yacimiento.

La siguiente información específica se requiere desde una perspectiva de control de pozo:

Presión de poro deformaciones expuestas - Calcular la densidad del fluido para matar

pozos.

Acceso a niples de aterrizado - Consideraciones de barrera.

Presiones de superficie - Determinar si el tubo en U está intacto.

Integridad del empacador y posibilidad de presión diferencial - procedimientos para

controlar el pozo.

Presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S).

Control de Pozos


Problemas de control de pozo a considerar cuando se planea un workover:

La hidrostática de salmuera puede verse considerablemente afectada por los efectos de la

temperatura en el fondo del pozo.

En algunos casos no hay prueba de presión de las barreras mecánicas por debajo de la

barrera.

Retirar un empacador cuando el pozo no se ha estabilizado de manera adecuada, sellando

la formación y sobre balanceando con un fluido adecuado.

Intentar retirar una sarta de herramienta de un pozo teniendo una longitud insuficiente de

elevador para aislar la sarta de herramienta y aislar para despresurizar la sección del

lubricador.

Flujo cruzado entre zonas con presurización más alta y más baja.

Fluidos de Completamiento


Un fluido de completamiento es un fluido que se bombea por el agujero para llevar a cabo

operaciones de pozo posteriores a la perforación.

Funciones primarias.

o Control hidrostático de la presión del yacimiento mientras se lleva a cabo el

trabajo en el pozo.

o Prevención de daños permanentes a la formación durante operaciones de

completamiento y workover.

Tipos de fluidos

o Fluidos de completamiento - para completamiento inicial de pozos y

recompletamiento subsecuente.

o Fluidos de perforado - para intervalos de paga de perforación y completamiento

sensibles a los fluidos. Típicamente, los fluidos de perforación están cargados de

sólidos.

o Fluidos de empacador - para rellenar espacios anulares por encima del empacador

de producción.

o Fluidos de workover - para operaciones remediales.

o Píldoras de control de pérdida de fluido (FLC) - para controlar la pérdida de fluido

de completamiento/ workover a la formación.

o Fluidos pesados (slugs) - fluidos más pesados, o aditivos para fluidos existentes,

para permitir una corrida seca de la sarta de trabajo completamiento.

Requerimiento de los fluidos de completamiento.

o Pesados o diluidos fácilmente para control de pozo.

o No causan daños al yacimiento ni al pozo.

o Estables en condiciones de superficie y de fondo de pozo.

o Fácilmente viscosificados para transporte de sólidos.

o Seguros para manipular y amigables con el medio ambiente.

o Fácilmente disponibles, económicos y potencialmente reciclables.

Ejemplos.

o Salmueras claras

o KCL, NaCl, NaCl/NaBr, NaBr, CaCl2, CaBr2, CaCl2/CaBr2, Ca Br/ ZnBr,

ZnBr2/CaCl2/CaBr2.

o Fluidos Sólidos-Pesados

o Lodo de perforación

o Fluido de Taladro

o Píldoras FLC

Rangos de Densidad de Salmuera


Densidades comparativas de fluidos de salmuera clara

Salmueras


CLORURO DE POTASIO (KCl)

El cloruro de potasio se usa extensivamente debido a su capacidad de inhibir los esquistos.

Se encuentra comercialmente disponible como una sal inorgánica de alta pureza, seca,

cristalina. Puede utilizarse para formular fluidos claros a una densidad de 9.7 ppg. Se

utiliza con frecuencia (al 2 - 7%) en otros fluidos de completamiento de agua limpia, tales

como agua de mar o cloruro de sodio, como estabilizador de arcillas y esquisto.

CLORURO DE SODIO (NaCl)

Cloruro de sodio, o sal de mesa común, químico comercial ampliamente disponible, es un

producto económico para la formulación de fluidos claros de workover y completamiento

a una densidad de 10 ppg, la salmuera de cloruro de sodio y la sal empacada en sacos

están fácilmente disponibles en todo el mundo. La salmuera de cloruro de sodio líquida

con una densidad de 10 ppg y un TCT de alrededor de 23°F está usualmente disponible. En

áreas donde las soluciones de salmuera no se encuentran disponibles, pueden prepararse

a partir de sales de cloruro de sodio empacadas en seco, de grado fino evaporadas.

CLORURO DE CALCIO (CaCl2)

El cloruro de calcio puede utilizarse para preparar fluidos claros a una densidad de 11.6

ppg o puede mezclarse con salmueras más pesadas para aplicaciones de densidades más

altas. La salmuera de cloruro de calcio líquida se encuentra disponible a 11.6 ppg con una

Temperatura Cristalina Cierta (TCT) cercana a los 50°F, o puede formularse a partir de

gránulos o polvo empacado en seco. Estos productos secos deben elegirse

cuidadosamente para asegurarse de que no contengan contaminantes tales como hierro u

otros metales pesados. El cloruro de calcio tiene un calor de disolución positivo; es decir,

se produce calor cuando el cloruro de calcio seco se adiciona al agua. De hecho, puede

generarse suficiente calor como para causar la ebullición. Por lo tanto, la cantidad de

cloruro de calcio requerida para obtener la densidad deseada debe determinarse antes de

preparar la solución, ya que la densidad resultante será más baja a temperatura elevada.

Al preparar salmuera de cloruro de calcio a partir de sales secas, debe añadirse la sal seca

muy lentamente para prevenir la ebullición. Las soluciones de cloruro de calcio recién

preparadas son ligeramente alcalinas y se consideran ligeramente corrosivas. Un inhibidor

de corrosión ayudará a bajar la tasa de corrosión. Debido al calcio divalente, debe tenerse

cuidado de asegurar la compatibilidad con los fluidos del yacimiento.

Salmueras


BROMURO DE SODIO (NaBr)

La salmuera de bromuro de sodio se utiliza como fluido de workover y completamiento

para una densidad de hasta 12.7 ppg. Aunque es más costosa, se utiliza como alternativa a

la salmuera con base de calcio, cuando las aguas de la formación contienen altas

concentraciones de bicarbonato y iones de sulfato. Puede obtenerse una amplia gama de

densidades mezclando salmuera de bromuro de sodio con otras salmueras. El bromuro de

sodio se mezcla típicamente con cloruro de sodio para producir salmuera de densidad

intermedia (10 a 12.5 ppg). Está disponible en forma líquida a 12.5 ppg, y en sacos de sales

en polvo.

Bromuro de calcio (CaBr2) + CaCl2

Pueden prepararse soluciones de bromuro de calcio a una densidad de 15.5 ppg. El

bromuro de calcio usualmente está disponible como un producto líquido a 14.2 ppg con

una TCT de alrededor de 58°F. También está disponible como sales en polvo empacadas en

sacos. Frecuentemente se mezcla con cloruro de calcio líquido o se adicionan sales de

cloruro de calcio secas para una mayor flexibilidad y economía. Al igual que el cloruro de

calcio, el bromuro de calcio tiene un calor de disolución positiva y es higroscópico.

Nota:

o Un material higroscópico (literalmente, "buscador de agua") es un material que

absorbe agua fácilmente (usualmente de la atmósfera). Las salmueras de bromuro

son higroscópicas y pueden recoger suficiente humedad del aire como para

reducir la densidad de la solución si se dejan al descubierto.

o Siempre almacene materiales higroscópicos en contenedores bien sellados.

Conozca sus propiedades físicas, de manera que si usted abre un contenedor,

pueda decir si el material se ha contaminado con agua. Además, tenga en cuenta

que los materiales higroscópicos típicamente liberan una gran cantidad de calor

cuando se mezclan con agua.

Salmueras


BROMURO DE ZINC (ZnBr2) + (CaBr2) + (CaCl2)

La salmuera de bromuro de zinc / bromuro de calcio, llamada a menudo únicamente

bromuro de zinc, se encuentra disponible como un líquido con un peso entre 14.2 y 19.2

ppg. El bromuro de zinc puro pesa entre 19.2+ y 20.5 ppg. Es muy costoso y

frecuentemente se mezcla con bromuro de calcio adicional o con cloruro de calcio para

una mayor flexibilidad y economía. La densidad máxima para las mezclas de bromuro de

zinc es de 20.5 ppg. El bromuro de zinc tiene un pH muy bajo - de 4.5 para una mezcla de

16.0 ppg hasta alrededor de 1.5 para la mezcla de 19.2 ppg, de manera que debe

manipularse con especial cuidado. También es muy corrosivo. La descarga de zinc al medio

ambiente a menudo está restringida, y depende de las regulaciones ambientales locales.

Debido a la alta concentración de sales disueltas y al bajo pH, la salmuera de bromuro de

zinc debe manipularse con máxima precaución, utilizando el mismo equipo de protección

personal requerido para químicos corrosivos.

o La salmuera de bromuro se considera tóxicas para la vida marina. Utilice ropa

protectora impermeable, anteojos, delantal de caucho, guantes y botas cuando las

mezcle o las manipule. En operaciones donde exista una alta posibilidad de

salpicaduras, los operadores deben utilizar un vestido completo de plástico

caucho y una careta.

o El contacto de solución de bromuro de zinc con los ojos puede causar alguna

pérdida de visión permanente. La exposición de bromuro de zinc con la piel puede

causar una irritación considerable. La exposición prolongada de la piel puede

causar quemaduras. En caso de contacto de bromuro de zinc con la piel, lave

INMEDIATAMENTE el área con agua y jabón, remueva la ropa contaminada y

lávela muy bien antes de volverla a utilizar. No siga utilizando ropa contaminada.

Expansión Térmica


Siempre debe medirse y registrarse la temperatura de la salmuera al revisar la densidad

del fluido, y debe corregirse la densidad a la temperatura estándar de reporte de 70°F. Las

altas temperaturas causan expansión térmica de la salmuera, lo que ocasiona una

reducción en la densidad y en la presión hidrostática. Tanto los efectos de la temperatura

como los efectos de la presión deben considerarse al seleccionar una salmuera con

densidad apropiada para fluidos de completamiento y workover.

o Los termómetros son un ejemplo de expansión térmica. El líquido en ellos se

calienta y se expande en la única dirección que pueden, a lo largo del tubo.

Ejemplo:

Salmuera de cloruro de calcio

Temperatura en el fondo del pozo = 230°F

Densidad del fluido (FD) para balancear la presión de la zona = 11.2 ppg

(Calculada a partir de la presión del yacimiento)

Temperatura de mezclan superficie = 80°F

¿Qué densidad del fluido deben mezclarse?

Calcular la temperatura promedio del pozo (AT):

AT = (Temperatura del Fondo del Pozo + Temperatura de Superficie) ÷ 2

AT = (230° + 80°) ÷ 2 = 155° F

FD @ 80° = FD @ 230° + (155° - 80°) x 0.0033

= 11.2ppg + (75° x 0.0033)

= 11.2ppg + 0.2475ppg = 11.5 PPG

Peso Salmuera – ppg 8.4 - 9.0

9.1 - 11.0 11.1 - 14.5 14.6 - 17.0 17.1 - 19.2

Pérdida de peso – ppg/°F 0.0017 0.0025 0.0033 0.0040 0.0048

Punto de Cristalización


La cristalización es una característica de la salmuera en ambientes de baja temperatura.

El Punto de Cristalización es la temperatura y densidad (dependiendo del tipo de sal y de

su concentración) a la cual comienzan a formarse cristales y la solución se congela.

o En salmueras altamente saturadas, a medida que la temperatura se aproxima al

punto de cristalización, los cristales de sal pueden precipitarse fuera de la

solución.

Efectos de la cristalización:

o Cambios en la densidad de la salmuera.

o Pueden desarrollarse restricciones en el equipo de fondo de pozo que pueden

causar problemas con la operación del equipo de vías de circulación.

o Puede causar problemas para restablecer la densidad deseada.

o Puede solidificarse en el equipo de superficie (tanques, bombas, árbol).

Póngase en contacto con su proveedor para información exacta acerca de la salmuera

particular y de la densidad particular que su operación planea utilizar.

Salmueras Claras e Hidratos de Gas


Los hidratos de gas son sólidos parecidos al hielo, compuestos de moléculas de agua que

encapsulan pequeñas moléculas de hidrocarburos u otros gases ligeros. Pueden formarse

cuando hay agua presente con gas natural bajo altas presiones y bajas temperaturas.

Las variaciones en la presión, en la temperatura, en la salinidad y en la composición del

gas presentan retos operacionales para el control de los hidratos de gas. Consulte con sus

proveedores de fluidos de completamiento para identificar soluciones para prevenir la

formación de hidratos durante completamientos y producción.

Glicoles, sales e inhibidores de hidratos de dosis baja son los aditivos más comunes para

prevenir la formación de hidratos.

Cuando se purga gas del pozo, siempre confirme que se purga la presión. Un bloqueo de

hidratos detendrá el flujo, pero la presión podría permanecer. Posicionar el medidor de

presión lejos del orificio de purga es una buena práctica operacional.

Peligros de la Salmuera


Las salmueras de completamiento van desde salmueras de bajo riesgo de peligro (NaCl,

KCl), a riesgo moderado (CaCl2, CaBr2), a alto riesgo (ZnBr2,/CaCl2/CaBr2); las salmueras

concentradas tienden a absorber agua y pueden causar quemaduras en la piel y en los

ojos. Puede encontrarse más información en la sección HES de “Mejores Prácticas de

Fluidos de Perforación/ Completamiento".

Cuando se derraman salmueras concentradas, las superficies se vuelven resbalosas; los

derrames deben lavarse con agua y limpiarse inmediatamente.

El personal de la torre responsable de manipular los fluidos de completamiento debe estar

entrenado en el uso apropiado de estos materiales; debe leer la información NSDS y debe

utilizar el equipo de seguridad apropiado.

Asuntos de Seguridad


Sal Toxicidad Precauciones de seguridad

Medidas de primeros auxilios

Cloruro de sodio

Tóxico si se ingiere en grandes cantidades.

La inhalación del polvo irrita la nariz y la garganta

Evite el contacto prolongado.

Utilice protección ocular y máscaras para el polvo cuando la exposición sea severa.

Ojos - enjuague con agua por 15 minutos.

Piel - enjuague con grandes cantidades de agua..

Cloruro de potasio


La inhalación del polvo irrita la nariz y la garganta

Evite el contacto prolongado.

Utilice protección ocular y máscaras para el polvo cuando la exposición sea severa.

Ojos - enjuague con agua por 15 minutos.

Cloruro de calcio


Las soluciones fuertes pueden causar irritación severa de los ojos y la piel con daño ocular permanente.

Reacción exotérmica.

Evite el contacto con los ojos y la piel.

Utilice protección ocular; se recomienda cubrir las manos.

Ojos y piel - enjuague con agua por 15 minutos y busque atención médica.

Inhalación - obtenga aire fresco, busque ayuda médica.

Ingestión - induzca el vómito y busque atención médica.

Bromuro de calcio


Irritante leves para la piel y los ojos.


Puede causar quemaduras químicas.

Puede causar daño ocular permanente.


Debe utilizarse protección ocular y protección para las manos.

Cambie la ropa contaminada.

Ojos y piel - enjuague con agua por 15 minutos y busque atención médica.


Ingestión - induzca el vómito y busque atención médica.

Bromuro de zinc


Irritante leves para la piel y los ojos.


Puede causar quemaduras químicas.

Puede causar daño ocular permanente.


Debe utilizarse protección ocular y protección para las manos.

Cambie la ropa contaminada.

Ojos y piel - enjuague rápidamente con agua limpia.


Ingestión - induzca el vómito y busque atención médica

Propiedades de Salmueras Comunes


Salmuera / Sal Propiedades y Precauciones

Con base de sodio y potasio

Las sales secas de NaCl, KCl y NaBr permanecerán secas bajo condiciones normales.

Disolver kCl o KBr en agua causa un enfriamiento notable (endotérmico).

El agua se evaporará de la salmuera has de cloruro y bromuro, dejando sales cristalinas.

Con base de calcio y zinc

Las sales anhidras de cloruro y bromuro son higroscópicas (absorben agua del aire) - la humedad en el aire causa una pérdida en la densidad del fluido.

Disolver sales de bromuro y cloruro en agua produce calor (exotérmicas).

Las sales no se cristalizan a partir de solución bajo condiciones normales.

Las salmuera has son resbalosas y no pueden limpiarse; los derrames deben enjuagarse con agua.

La elevación del pH puede causar reacciones de precipitación.

Evite el contacto con la piel o con los ojos, ya que puede ocurrir una irritación severa.

Fluidos de Empacador


Este tipo de fluidos está usualmente libre de sólidos para prevenir que los sólidos se

asienten y se peguen, pero también contienen biocida, secuestradores de oxígeno,

inhibidores de corrosión y/ o de óxido para proporcionar protección a largo plazo de los

tubulares expuestos al fluido.

Los fluidos de empacador también están diseñados para proporcionar:

o Soporte de presión para la tubería de producción.

o Soporte de presión para el revestimiento - a fuerzas de formación offset.

o Conducción térmica o aislamiento para los fluidos que fluyen por la tubería de

producción.

o Facilidades de reingreso de recuperación de equipos en operaciones de workover.

Desplazamiento del Pozo


El desplazamiento del pozo es el proceso mediante el cual un fluido existente en el pozo,

usualmente lodo, se reemplaza por un fluido que es más apropiado para la siguiente

operación en el pozo. Un cambio eficiente del fluido del pozo entre operaciones de

perforación y completamiento es crítico para minimizar el tiempo de circulación y filtrado

y para obtener fluidos limpios, libres de sólidos.

Para lograr una remoción eficiente y completa del lodo, a menudo se emplean

espaciadores secuenciados. Se utilizan fluidos viscosificados en barridas de flujo laminar,

mientras que los solventes y los surfactantes se emplean en limpieza de flujo turbulento.

Los lodos basados en aceite requieren estrategias de limpieza especiales cuando se hace

una transición hacia salmueras de completamiento.

Desplazamiento directo.

o Se utiliza cuando la densidad del fluido de desplazamiento debe igualar o exceder

la del fluido original en el pozo y cuando está disponible un volumen limitado de

fluido de desplazamiento base.

o La gestión del volumen de fluido es una consideración importante cuando las

instalaciones de recolección son limitadas y cuando los retornos necesitan

manipulación especial antes de su disposición.

Desplazamiento indirecto.

o Se utiliza cuando hay disponible fluido de desplazamiento en abundancia y cuando

la densidad del fluido no necesita igualar la del fluido original en el pozo. Debe

tenerse cuidado al bajar la BHP si no se ha llevado a cabo una prueba negativa.

Esté preparado para la posibilidad de una manifestación fuerte.

o Los fluidos de desplazamiento se basan típicamente en agua limpia o en agua de

mar y pueden utilizarse antes del fluido de completamiento final.

Acondicionamiento de lodos. La remoción del exceso de escombros particulados del pozo

es un paso crítico antes del proceso de desplazamiento de fluidos.

Limpieza mecánica. Cepillos y raspadores que corren a lo largo del desplazamiento de la

sarta de trabajo.

Rotación y recíprocación de tubería. El movimiento de la tubería es crítico para la

remoción de residuos de lodo.

Fluidos de Puenteo


Ya que algún volumen de fluido casi siempre ingresa en la formación durante el

completamiento, minimizar la cantidad de sólidos y el fluido perdido total ayuda a

asegurar el éxito del completamiento. Si las pérdidas son demasiado altas para

sostenerlas, esto puede llevar a reducir la altura de la columna de fluido (presión

hidrostática reducida) en el pozo y a potenciales problemas de control de pozo.

Puede ser necesario bloquear intencionalmente la zona de paga. Los fluidos de puenteo

están diseñados específicamente para desarrollar un sello mecánico adhiriéndose a la cara

de poros expuesta y/ o a formaciones permeables para prevenir o minimizar la invasión de

fluido dentro de la roca de yacimiento.

La mayoría de los fluidos de completamiento que emplean esta técnica utilizan sólidos

solubles en ácidos para permitir una limpieza efectiva después del completamiento.

Algunos fluidos de completamiento contienen material orgánico de puenteo y o sales

medidas que son solubles en hidrocarburos o en agua. En estos fluidos, debe estar

presente un rango suficientemente amplio de tamaños de partícula para efectuar un

sellado rápido, o podría ocurrir una pérdida de fluido continua a la formación. Una vez se

evite que la formación acepte el fluido, puede mantenerse una columna hidrostática.

Para bloquear de manera efectiva la zona de paga podemos tratar de:

o Minimizar el sobre balance hidrostático.

o Adicionar agentes gelificantes a píldoras FLC de viscosificación.

o Adicionar sólidos solubles a fluidos gelificados.

o Aplicar dispositivos mecánicos de control de pérdida de fluidos.

Discos de vidrio.

Aletas flexibles.

Dispositivo de tapón.

Una preocupación principal es si la salmuera de completamiento causará hinchazón,

defloculación y/ o migración de arcillas de formación, especialmente en areniscas altas en

arcilla, la hinchazón y la migración de la arcilla pueden bloquear las aberturas de los poros.

Ambos mecanismos pueden causar que se separen partículas de arcilla de las paredes de

los poros, bloqueando las aberturas del poro. Esto es diferente de un fluido de puenteo.

Puede causar daño permanente a la formación y pérdida de producción.

Lubricadores de Cable


La mayor parte de las operaciones de

completamiento/ workover incorporan

trabajo de cableado, tales como perforar,

colocar tapones de tubería, correr o sacar

válvulas de levantamiento de gas, abrir o

cerrar dispositivos de control de flujo de

fondo de pozo y correr registros de pozo

revestido.

Este tipo de trabajo requiere equipo BOP

especial como lubricadores, BOP de Cable,

inyectores de grasa, o empaques, de manera

que el trabajo de cableado pueda llevarse a

cabo bajo presión de pozo. Por lo tanto en

esencia, una “manifestación” ya está en el

pozo. Es una buena práctica asegurarse de

que toda la sarta de herramienta puede

subirse dentro de lubricador, lo que permite

cerrar el pozo mientras se recupera la

herramienta.

Los lubricadores deben tener una presión de

trabajo igual o mayor que el resto del equipo

de control de presión que se está utilizando,

ya que además de contener la presión,

pueden estar sometidos a esfuerzos de

doblado.

En forma similar a las corridas con tubería, las

operaciones con cables involucran la adición

y retiro de un volumen de acero del pozo. En

pozo sin presión, monitorear los

requerimientos de llenado y los volúmenes

de fluidos de retorno a recorrer y al retirar

cable es tan importante como lo es a correr

tubería.

El trabajo de cable puede ser una de las

operaciones de control de pozo más

peligrosas. Gran parte del tiempo del trabajo

se lleva a cabo con el yacimiento expuesto y

posiblemente mientras se encuentra bajo

presión. Los dispositivos de control de flujo

de fondo de pozo tales como mangas

deslizantes, tapones de tubería, válvulas

muñeco, etc., Están siendo ajustados, halados

o cambiados, por lo que tener en cuenta

el número y tipo de barreras en el pozo

es crítico, pero muy a menudo se

descuida.

Antes de llevar a cabo cualquier trabajo

de cableado es responsabilidad del DSM

garantizar que antes, durante y después

de cada corrida el personal del pozo

esté protegido por dos barreras

independientes.

Barreras de Workover/ Completamiento


La cabeza de pozo tendrá la capacidad de mantener dos barreras en todo momento según lo que

se define en el CDG STD_036, diseño de cabeza de pozo y de árbol.

La cabeza de pozo permitirá mantener dos barreras en todo momento según lo que se

define en el STD_033_Control de Pozos. Ejemplos de barreras incluyen, pero no se limitan

a:

o Fluido de peso para matar pozos en un agujero de pozo estático.

o Tapones/ retenedores puente recuperables o permanentes.

o Tapón de cemento que ha sido etiquetado y/ o probado.

Equipo coordinador de tubería de flotación de revestimiento con válvula de

contraprestación instalada

Si se va a correr tubería después de que la torre de perforación deja la ubicación, se dejará

el pozo con una capa nocturna o con una cabeza de tubería con una válvula de contra

presión que pueda probarse para cumplir con la política de "dos barreras". También habrá

un medio para verificar y purgar presión atrapada.

Información adicional:

Todo el equipo utilizado durante operaciones de líneas eléctricas, líneas tejidas y alambre

slickline, se configurarán de tal manera que se mantenga el mínimo de dos barreras en

todo momento.

En situaciones donde se hayan experimentado pérdidas, el fluido no puede considerarse

como barrera.

Árbol de Navidad - (STD_036)


Un árbol de Navidad es un ensamble de válvulas, carretes y accesorios para un pozo de

petróleo o gas. A medida que va aumentado la complejidad, se fabrican con más

frecuencia de un solo bloque de acero en lugar de estar hechos de múltiples válvulas y

conexiones de flujo bridadas.

Un árbol de superficie típico tendrá cuatro válvulas, las dos válvulas inferiores se llaman

válvulas maestras (superior e inferior, respectivamente) debido a que residen en el camino

del flujo, que los fluidos del pozo deben tomar para llegar a la superficie. La válvula

maestra inferior será normalmente operada de forma manual, mientras que la válvula

maestra superior es a menudo operada de manera hidráulica/ neumática, lo que le

permite ser un medio primario de control de pozo. Las válvulas hidráulicas/ neumáticas

también son a prueba de fallas, lo que significa que fallan en la posición cerrada y

requieren presión activa para permanecer abiertas.

La válvula horizontal es la válvula de flujo de aleta o la válvula de alerta de producción,

debido a que se encuentra nominalmente en el camino del flujo de los hidrocarburos que

se llevan a producción (o el camino que toman el agua o el gas desde producción hasta el

pozo en el caso de pozos de inyección). También es operada de manera hidráulica o

neumática.

La válvula en la parte superior se llama válvula de suabeo (corona) y se encuentra en el

camino utilizado por intervenciones de pozo como cableado y tubería en espiral. Para tales

operaciones, se instala un elevador sobre la parte superior del árbol y el cable o bobina se

baja a través del elevador, más allá de la válvula de suabeo y dentro del pozo. Esta válvula

típicamente opera manualmente.

Algunos árboles tienen una segunda válvula de suabeo, organizadas ambas una encima de

la otra. La intención de esto es permitir desarmar equipo de la parte superior del árbol con

el pozo fluyendo mientras se mantiene la regla de las dos barreras. Con una única válvula

de suabeo, la válvula maestra superior está usualmente cerrada para actuar como la

segunda barrera, forzando el cierre del pozo durante operaciones de desinstalación de

torre.

Componentes básicos:

o Tapa del árbol / conector de lubricador

o Válvula de suabeo (corona).

o Té o Cruz.

o Válvula maestra superior.

o Valvular maestra inferior.

o Válvula de Aleta (Producción)

Cabezas de Pozo de Superficie (STD_036)


Una cabeza de pozo es la parte de un pozo de petróleo o gas que termina en la superficie,

bien sea en tierra o en mar abierto, que conecta el revestimiento con el BOP durante la

perforación y que eventualmente conecta la tubería con el árbol de Navidad.

En la parte superior de la cabeza de pozo se encuentra el colgador de tubería, desde el

cual cuelga la tubería de producción. El árbol se asienta encima del colgador de tubería.

Tazones de revestimiento y coordinadores soportan y aíslan las diferentes sartas de

revestimiento. Las válvulas entre estos coordinadores permiten acceso a los diferentes

anillos para monitoreo de presión e inyección.

Colgadores de Tubería


Un colgador de tubería se asegura dentro de la cabeza del pozo y suspende la tubería de

producción. Algunas veces proporciona puertos que permiten la comunicación de

funciones hidráulicas o eléctricas de fondo de pozo, al igual que la inyección de químicos.

Sirve también para sellar el anular y las áreas de producción.

El diseño del colgador de tubería debe ser compatible con el tazón sobre el cual se

encuentra y los adaptadores a los cuales se conecta.

Las roscas superiores son roscas cortadas, de mano izquierda, para la instalación de la

válvula de contra presión para control de barrera. La válvula de contra presión es una

válvula de cheque de una vía utilizada para sellar la presión de la tubería mientras se

instalan o retiran el BOP/ árbol de Navidad. Permite que el fluido sea circulado por la

tubería y previene el contra flujo.

Válvula de Contrapresión


La válvula de contra presión es una válvula de cheque de una sola vía, utilizada para sellar presión

en la tubería mientras se instala o se retira el BOP o el árbol de Navidad.

Permite circular fluido por la tubería y previene el contra flujo.

Instalar una válvula de cheque de dos días permite probar los arietes ciegos y aísla la presión en la

tubería desde la parte inferior.

Tapón VR


El tapón de remoción de válvula (VR) aísla la presión del agujero del pozo en la cabeza del

pozo y permite la instalación y remoción de una válvula bajo presión por medio de un

lubricador.

El lubricador instala tapones VR en la cabeza de revestimiento, en el carrete de

revestimiento, o en las salidas laterales de la cabeza de la tubería de manera que puedan

aislarse las válvulas de entrada de la presión para remoción o reparación. El lubricador se

monta sobre la vida de la salida de la válvula de entrada. Con el ubicado manteniendo la

presión, puede abrirse la válvula de entrada, permitiendo que el tapón VR pase a través de

la válvula y se enrosque en la cabeza o en la salida del carrete.

o Se abre la válvula de entrada y se aplica presión a la instalación. La herramienta

extiende el pistón y la conexión hacia el tapón VR. La conexión encaja sobre la

cabeza hexagonal en el tapón VR. La tapa de los pistones se rotan manualmente

para retirar el tapón VR. Una vez liberados, los pistones se bombean hacia atrás

con el tapón VR y se cierra la válvula de entrada. Se monitorea la presión detrás de

la válvula de entrada y se purga en consecuencia. Se desconecta la herramienta de

instalación del adaptador de brida y se retira el tapón VR. Para instalar un tapón

VR, se invierte el proceso.

Instalar BOPs


Después de matar el pozo;

1. Verifique que el pozo esté muerto de la siguiente manera:

Revise las presiones de la tubería en el revestimiento

Revise para asegurarse de que la válvula de salida del lado del revestimiento no tiene

un tapón VR instalado. Si hay un tapón VR instalado, debe utilizarse un lubricador de

presión para removerlo.

Abra el pozo y verifique visualmente si hay flujo.

2. Instale la válvula de contra presión (BPV) en el colgador de tubería (saber cuantas vueltas

para asentar completamente la BPV).

3. Remueva el árbol.

4. Verifique que la válvula de contra presión esté instalada de forma apropiada en el

colgador antes de continuar con el procedimiento.

5. Instale y lleve a cabo una prueba BOP completa (excepto para los arietes ciegos).

6. Remueva la válvula de contra presión (consulte con el fabricante para los procedimientos

seguros para la remoción de la BPV).

7. Revise la presión del revestimiento - Verifique que sea cero.

8. Retire el colgador de tubería y proceda con el procedimiento remedial aprobado.

SSV (Válvulas de Seguridad de Subsuperficie)


Dispositivo de seguridad instalado en o como parte de la tubería para proporcionar cierre

de emergencia en caso de emergencia. Hay dos tipos de válvulas de seguridad de sub-

superficie disponibles: controladas en superficie y controladas en sub-superficie. En cada

caso, el sistema de la válvula de seguridad está diseñado para fallar en posición cerrada,

de manera que se aíslen los fluidos de producción en el evento de cualquier falla del

sistema o daño a las instalaciones de control de producción de superficie.

Una válvula de seguridad controlada en superficie se controla mediante presión hidráulica

suministrada desde un sistema de control de superficie.

Las válvulas de seguridad de sub-superficie pueden ser:

o válvula de seguridad recuperable por cable (WRSV)

o válvula de seguridad recuperable por tubería (TRSV)

Típicamente tienen un mecanismo de cierre de tipo aleta (flapper).

Pueden asegurarse en posición abierta mediante presión o mediante herramienta de

cable.

Estas válvulas no deben considerarse como una de sus principales barreras durante

operaciones de workover. Cualquier herramienta que se deje caer por la sarta de trabajo

tiene el potencial de abrir la aleta y permitir que el fluido fluya hasta la superficie.

Casquillos Deslizantes


Herramienta de completamiento que puede

operarse para proporcionar un paso de flujo

entre la tubería y el anular. Los casquillos

deslizantes contienen una serie de puertos que

pueden abrirse o cerrarse mediante un pistón

deslizante que generalmente se manipula

mediante herramientas slickline. Se operan

moviendo un casquillo interno hacia arriba o

hacia abajo.

Deben actualizarse las presiones de la tubería y

del anular antes de abrir el casquillo deslizante

para prevenir que las herramientas de cable

sean lanzadas hacia arriba o hacia abajo en la

tubería.

Usos comunes:

o Proporcionar producción de zona

selectiva en un completamiento de

pozo de zonas múltiples.

o Circular fluido para matar pozos antes

de retirar el árbol.

Mandriles de Levantamiento por Gas


El levantamiento por gas es uno de varios

procesos utilizados para levantar

artificialmente fluido desde pozos donde hay

una presión de yacimiento insuficiente para

que el pozo produzca. El proceso involucra la

inyección de gas dentro del anular de la

tubería-revestimiento. El gas inyectado fluye a

través del mandril de levantamiento por gas y

airea el fluido en la tubería para hacerlo menos

denso; la presión de la formación es entonces

capaz de levantar la columna de fluido fuera

del pozo.

El mandril de levantamiento por gas es un

dispositivo instalado como parte de la sarta de

tubería de un pozo de levantamiento por gas

en el cual se instala una válvula de

levantamiento por gas. En el bolsillo lateral del

mandril, sin embargo, la válvula se instala y se

remueve mediante cable, mientras el mandril

se encuentra a un en el pozo, eliminando la

necesidad de sacar la tubería para reparar o

reemplazar la válvula.

Las válvulas de levantamiento por gas son

válvulas de una vía que evitan el flujo tubería a

anular. Las válvulas de levantamiento por gas

pueden sacarse y pueden instalarse válvulas

muñeco antes del bullheading por la tubería.

Para una circulación reversa, o para

bullheading por el anular, es necesario instalar

válvulas muñeco.

Empacadores de Completamiento


Un empacador es un dispositivo de aislamiento utilizado para proporcionar un sello entre

la tubería y el revestimiento. Esto protege el revestimiento de la exposición a la presión

del pozo y a la corrosión causada por fluidos de producción o de inyección.

En general, los empacadores se clasifican en tres grupos:

o Recuperable

o Permanente

o Permanente/ Recuperable.

Mecanismos de ajuste:

o Mecánicos - Corre en una sarta de trabajo, se ajusta mediante manipulación de la

tubería, es decir, aplicando compresión o tensión en combinación con rotación,

dependiendo del mecanismo de ajuste particular para ese empacador. Los

empacadores que tienen mecanismos de rotación de ajuste/ liberación no deben

utilizarse en pozos altamente desviados ya que el torque de superficie puede no

transferirse al fondo del pozo.

o Hidráulicos - Corren en una sarta de trabajo o en la sarta de tubería. Cuando se

alcanza la profundidad de colocación, la tubería se tapona por debajo del

empacador con una válvula de cheque, con una válvula vertical o con un tapón de

cable y se aplica presión hidráulica a la tubería para colocar el empacador.

Generalmente, un tirón hacia arriba predeterminado sobre la sarta de tubería

libera la unidad de sello del empacador con un sistema de empacador Hidráulico

Permanente.

o Sobre-cable eléctrico - Esto está restringido para empacadores permanentes. El

empacador se conecta a un adaptador de colocación de cable, conectado a una

pistola de colocación en el extremo del cable y se corre en el agujero del pozo. Al

alcanzar la profundidad deseada, se transmite una señal eléctrica a la pistola que

activa una carga explosiva y, a través de una cámara hidráulica proporcionan las

fuerzas mecánicas para colocar el empacador.

Preocupaciones con Empacadores


Las fugas en el empacador pueden dar como

resultado fluidos de formación y presión en el

anular. Antes de matar o hacer workover al

pozo, purgue una pequeña cantidad de presión

en el anular y luego cierre la válvula de

revestimiento. Si la presión vuelve a aumentar,

hay una fuga en el empacador, en la tubería o en

el revestimiento.

Cuando se hace bullheading por la tubería, es

una buena práctica mantener alguna cantidad

de contra presión (300 – 500 psi) en el anular

para:

o Observar rápidamente cualquier fuga.

o Reducir la presión diferencial sobre la

tubería y los sellos del empacador.

Los empacadores están diseñados para tener

una estrecha tolerancia con el diámetro interior

del revestimiento, esto:

o Puede crear una circulación dificultosa

más allá de los cauchos del empacador.

o Puede aumentar la presión de suabeo/

reflujo mientras se corre creando un

efecto de pistón.

Puede haber gas atrapado por debajo del

empacador. El volumen de gas atrapado

dependerá del tipo y longitud del ensamble

debajo del empacador. Siempre asuma que hay

algún volumen de gas por debajo del

empacador. Es una buena práctica monitorear el

pozo mínimo 30 minutos después deliberar el

empacador y luego circular hacia arriba antes de

sacar del agujero.

Niples de Aterrizado


Los niples de aterrizado son tubulares de perfil corto, instalados en posiciones estratégicas

en la sarta de tubería, dentro de los cuales pueden colocarse y asegurarse varios

dispositivos de control de flujo recuperables. Las herramientas más comunes que se

corren son tapones, estranguladores y válvulas de presión y temperatura.

No-Go o No Selectivo - únicamente debe utilizarse un niple No-Go de un tamaño particular

en una sarta de completamiento. Es una práctica común utilizar un niple No-Go de fondo

como último niple en el tubo de cola del empacador para evitar que las herramientas que

se caen caigan dentro del sumidero.

Selectivo - los dispositivos de asegurado están diseñados con el mismo perfil clave que los

niples y el medio de selección de niple se determina mediante la operación de la

herramienta de corrida y el procedimiento de colocación.

Desde una perspectiva de control de pozo, la función más importante es permitir la

colocación de un tapón de tubería como barrera de presión.

Tubería / Revestimiento


Consideraciones:

La tubería y el revestimiento de producción son propensos a la corrosión durante la vida

de la producción, lo que puede reducir la tara de colapso/ reventón, llevando a

potenciales problemas en workover u otras operaciones en pozos viejos.

Puede ser necesario reducir la tara de reventón de revestimiento y tubería con base en el

daño estimado por corrosión y desgaste cuando se están preparando los procedimientos

de workover. Deben llevarse a cabo pruebas de integridad de presión de tubería y

revestimiento antes de comenzar cualquier operación de workover. Estas pruebas de

integridad determinarán los límites de trabajo seguros.

Pozos instalados con equipo de levantamiento por gas pueden ser una causa de colapso

de tubería si se inyecta una cantidad excesiva de presión de gas en el anular. Hacer

workover a este tipo de completamiento con tubería colapsada será difícil de matar,

debido a la complejidad de la joyería de completamiento como válvulas de levantamiento

de gas y válvulas de seguridad de anular.

Al seleccionar la tubería / revestimiento a utilizar para perforar y completar el pozo, mire

la expectativa de vida del pozo al igual que el costo. Problemas de pozo debidos a

tubulares inadecuados hacen que el pozo sea una pérdida económica sin importar cuán

rápidamente se perforó o cuantos records se rompieron durante la perforación.

La tubería de producción se utiliza a veces como sarta de trabajo, pero debe tenerse

cuidado de garantizar que la sarta todavía sea capaz de soportar su resistencia tarada.

Debe considerarse una sarta de trabajo separada para operaciones tales como fresado o

pesca.

Perforación


Ya que la zona de paga está sellada por la sarta de producción y cemento, deben hacerse

perforaciones para que el petróleo o el gas fluyan dentro del agujero del pozo. Las

perforaciones son simplemente agujeros que se hacen a través del revestimiento y del

cemento y se extienden alguna distancia dentro de la formación.

o Perforación de cable - Usualmente se lleva a cabo cuando se conoce la presión de

la formación con cierto grado de confianza y no se requiere circulación después de

perforar.

o Transportada por tubería - Usualmente se lleva a cabo cuando la presión de la

formación no se conoce con cierto grado de confianza y puede requerirse

circulación después de perforar.

Para evitar que los escombros del cañón taponen las perforaciones, puede dispararse el

pozo sub-balanceado. Esto permitirá que el fluido de la formación fluya dentro del pozo. El

pozo debe ajustarse para producción y todas las líneas y el equipo deben probarse para

presión. Esto se hace típicamente con cañones transportados por tubería o a través de

cañones de tubería.

Consideraciones de Estimulación


Algunas veces, sin embargo, existe petróleo en una formación, pero es incapaz de fluir

fácilmente dentro del pozo debido a que la formación tiene muy baja permeabilidad. Se

han desarrollado técnicas remediales para mejorar la recuperación de producción. Muchas

de estas técnicas crean la presión necesaria tener producción. Saber de dónde viene la

presión es necesario para permitirnos controlarla.

Acidización

o La acidización se lleva a cabo usualmente por parte de una compañía de servicios

de acidización y puede hacerse antes de mover la torre fuera del pozo; o puede

hacerse también después de haber retirado la torre. La operación de acidización

consiste en bombear entre cincuenta y miles de galones de ácido dentro del pozo.

El ácido viaja por la tubería, ingresa a través de las perforaciones y entra en

contacto con la formación. El bombeo continuado fuerza el ácido dentro de la

formación, donde forma canales - canales que proporcionan una vía para que el

petróleo o el gas de la formación ingrese al pozo a través de las perforaciones. Hay

un alto riesgo de una rápida pérdida de fluido cuando el ácido alcanza la

formación. Esté preparado.

o La Acidización y la Fractura pueden crear presiones de superficie altas. Asegúrese

de que todo el equipo de contención está apropiadamente tarado y probado.

Bomba Eléctrica Sumergible (ESP)


Una ESP se emplea para mover grandes volúmenes de líquidos de baja proporción gas/

líquido desde los yacimientos con alta producción de corte de agua y alta producción bajo

pozos saturados de petróleo.

El sistema de bomba eléctrica sumergible incluye equipo de fondo de pozo y de superficie

y consta de motor eléctrico, protector, separador, bomba sumergible, cable,

transformador, panel de control y caja de conexiones.

Se instala una válvula de cheque sobre el acople de tubería por encima del adaptador de la

bomba para evitar que el fluido de producción se regrese a través de la bomba mientras la

unidad EPS está apagada. No es posible bombear desde la tubería.

Al sacar la tubería con una ESP, tenga en cuenta que el anular y los arietes no sellan

alrededor del cable eléctrico y la tubería simultáneamente. Deben tenerse planes de

contingencia y cualquier equipo necesario, antes de sacar la sarta de completamiento. Se

recomienda que los arietes ciegos/ de corte estén instalados y probados para garantizar

que puedan cortar la tubería y el cable en uso.

Occidental es un líder en la industria en el despliegue de bombas eléctrica sumergible, con

más de 2600 EPS operando alrededor del mundo, levantando más de 6 millones de

barriles de fluido por día.

Recuperación Mejorada de Petróleo


Durante la recuperación primaria, la presión natural del yacimiento o la gravedad llevan

petróleo dentro del agujero del pozo, combinado con técnicas de levantamiento artificial

(tales como bombas) que traen el petróleo a la superficie. Pero únicamente cerca del 10%

del petróleo original del yacimiento se produce típicamente durante la recuperación

primaria. Técnicas de recuperación secundaria extienden la vida productiva del campo,

generalmente mediante la inyección de agua o gas para desplazar petróleo y llevarlo al

agujero del pozo de producción, dando como resultado la recuperación de un 20 a un 40%

del petróleo original en el sitio.

La sustancia inyectada pretende aumentar la presión en el petróleo en la formación y

llevarlo hacia el agujero del pozo. Usualmente se perfora un pozo, llamado pozo de

inyección o pozo de inyección de agua, para inyectar la sustancia. Algunas veces, puede

volverse a trabajar un pozo abandonado, perforado anteriormente. Mediante la inyección

de fluido gas dentro de la formación, estamos creando nuestra propia presión de

formación.

Típicamente, los pozos productores se perforan en patrones alrededor de los pozos

inyectores. La presión creada por el pozo inyector puede no transmitirse de manera igual a

cada pozo productor, dependiendo de la distancia, dip de la formación, permeabilidad,

etc. Cada pozo productor puede no tener la misma presión de fondo de pozo a la misma

profundidad o arena. Debe tenerse especial cuidado al tratar de matar esos pozos.

Algunas veces es necesario detener la inyección y permitir que los pozos se desocupen

antes de intentar ingresar y matar el pozo.

Inundación con CO2


La técnica EOR, que está atrayendo la mayor parte del interés del nuevo mercado es el

dióxido de carbono (CO2)-EOR.

La inundación con CO2 es una técnica comprobada mejorada de recuperación de petróleo

en la cual se inyecta CO2 profundamente dentro de yacimientos de petróleo con un

mínimo impacto ambiental para reducir la viscosidad del petróleo atrapado, de manera

que fluya con mayor facilidad a los agujeros del pozo, aumentando la producción y

extendiendo la vida económica de campos petroleros maduros. El CO2 se produce con el

petróleo recuperado, luego se recicla y se vuelve a inyectar. Con su gran movilidad, la

canalización y la capacidad para abrirse paso son posibles en inundaciones con CO2. Esto

se aborda con inyección alterna de agua-gas (WAG), que ayuda a controlar la ruptura.

Occidental es el más grande operador de CO2 en el mundo. Estamos inyectando

exitosamente más de 1 billón de pies cúbicos de CO2 por día en las operaciones de

producción de petróleo de Permian Basin en el occidente de Texas y en Nuevo México.

Nuestras instalaciones de producción están equipadas para manejar el CO2 como sale a la

superficie. ¿Su torre y sus equipos están familiarizados con el CO2 y con sus propiedades?

Circulación Reversa


Discutimos brevemente la circulación reversa y el impacto sobre ECD en el Capítulo 1. La

circulación reversa durante la fase de perforación del pozo no es muy común. Es mucho

más común durante la porción de workover/ completamiento de nuestras operaciones.

Típicamente haremos circulación reversa para desplazar cualquier fluido que tengamos en

la sarta de trabajo con un tipo o densidad diferente de la del fluido. Esto se hace para

ahorrar tiempo y dinero ya que el volumen de la sarta de trabajo es usualmente menor

que el volumen del anular. Durante este tipo de circulación reversa no hay un control de

presión real requerido y los retornos van directamente a la línea de flujo.

Para las veces en que estamos haciendo circulación reversa y manteniendo una presión de

fondo de pozo constante (ABHP), estaremos utilizando el método del perforador, pero

bombeando en el anular y tomando retornos de la sarta de trabajo, dirigidos al múltiple de

estrangulación. Ya que la mayoría de las operaciones no tienen tubería fija desde la sarta

de trabajo hasta el múltiple de estrangulación, nuestra primera prioridad es asegurarnos

de que cualquier tubería se asegure y se pruebe.

El proceso y los procedimientos son los mismos que los del método del perforador y no

dependen de la dirección de circulación. Continuaremos utilizando el tubo en U y

entendemos que el lado del tubo en U con un peso de lodo constante determina el

medidor que utilizaremos para mantener constante. Entonces, va a cambiar la secuencia

de cuál medidor utilizar, pero no el proceso. Hay dos cosas que no van a cambiar:

o Lapso de tiempo desde el ajuste del estrangulador (ahora en el lado de la sarta de

trabajo del tubo en U) al medidor de presión de revestimiento (del lado de la

bomba del tubo en U).

o Utilizar el medidor CP para arrancar y detener la bomba. Antes usamos la pequeña

cantidad de presión de predicción del anular como un factor de seguridad oculto.

Ahora, la presión de fricción mucho más alta de la sarta de trabajo se sentirá en el

anular y debemos abrir el estrangulador lo suficiente como para compensar esa

presión.

Fricción Circulante


Si regresamos completamente el método del perforador y mantenemos constante la

presión DP mientras arrancamos la bomba;

o Abriremos ligeramente el estrangulador a medida que aumenta la presión DP. El

medidor CP aumentará en la cantidad de contra presión del estrangulador (300

psi), la presión de la sarta de trabajo (440 psi) y la AFL (60 psi). La única fricción

que la BPH no siente es la AFL.

Si mantenemos constante la presión CP mientras arrancamos la bomba:

o Abriremos el estrangulador lo suficiente a medida que el medidor CP siente la

contra presión del estrangulador y la fricción de la sarta de trabajo en el anular.

Ya que la fricción de sarta de trabajo es mayor que el SIDPP, estamos manteniendo

+/- 140 psi de sobre balance sobre BPH aunque la presión DP lea 0 psi.

Puede que no seamos capaces de mantener 340 psi en CP, si el estrangulador no

es lo suficientemente grande.

En este caso sería aconsejable bombear a una SPM más lenta para permitir alguna

lectura de presión en el medidor DP y para asegurarnos de que no estamos

circulando a través de un estrangulador completamente abierto.

Circulación reversa mientras se mantiene constante la BHP requiere un pensamiento

cuidadoso, planeación y análisis de riesgos.

Perforación con Revestimiento

Rev. 7 12/2010 Capítulo 11 – Perforación con Revestimiento 1

Capítulo 11: Perforación con Revestimiento

Perforación con Revestimiento – Página 3, 4

Conexión del Impulsor Superior – Página 5

Revestimiento mientras se perfora: Broca no recuperable – Página 6

Asuntos de control de pozo – Página 7, 8

o En superficie

o En fondo de pozo

Método del perforador – Página 9

DwC Direccional – Página 10

Perforación con Revestimiento Direccional – Página 11 – 13

o Control de Pozo

Procedimientos del método del perforador – Página 14

o Con Perforación con Revestimiento Direccional




El proceso de Perforación con Revestimiento elimina la sarta de taladro convencional, utilizando el

revestimiento mismo para circular el fluido de perforación y proporcionar rotación y peso para la

broca. La Perforación con Revestimiento proporciona la capacidad de utilizar revestimiento normal

de campo petrolero como sarta de taladro, de manera que el pozo se perfora y se reviste de

manera simultánea. Esto permite mejoras en la eficiencia operacional, eliminando la mayor parte

de la corrida de tubería que se requiere con el proceso de perforación convencional. Hay muchas

situaciones en las cuales problemas tales como circulación perdida, incidentes de control de pozo,

y estabilidad del agujero del pozo se atribuyen directamente a la corrida de la sarta de taladro y

otras situaciones donde esos problemas evitan que pueda correrse la sarta de taladro.

Normalmente uno esperaría que en la circulación perdida fuera un problema potencial con la

Perforación con Revestimiento debido a que la tolerancia anular más pequeña entre el

revestimiento del agujero del pozo aumenta las pérdidas de presión friccional, aumentando así la

Densidad Circulante Equivalente (ECD). De hecho, lo que se ha encontrado es que la Perforación

con Revestimiento reduce significativamente la circulación perdida.

Hay evidencia documentada de que el sistema de Perforación con Revestimiento puede utilizarse

para perforar a través de zonas agotadas débiles sin la masiva circulación perdida que

frecuentemente ocurre cuando se perfora con tubería y cuellos. El mecanismo exacto que

proporciona este beneficio aún no ha sido probado, pero se cree que es el resultado de los sólidos

perforados que trabajan mecánicamente en la cara del agujero del pozo. Este efecto de pañetado

construye mecánicamente un filtro impermeable.



Los sistemas de Perforación con Revestimiento han sido diseñados principalmente para

plataformas multi pozo mar adentro, operaciones multi pozo en tierra y para situaciones que

requieren que los operadores perforen y coloquen revestimiento a través de formaciones

problema de manera rápida. Se ha aplicado esta tecnología en forma exitosa para perforar a

través de zonas difíciles, con inestabilidad de agujero de pozo y pérdidas de lodo dentro de zonas

agotadas, como una alternativa a la perforación sub-balanceada que requiere equipo especial.

Weatherford y TESCO - los dos proveedores principales de la tecnología - ofrecen diferentes

enfoques para ayudar a los perforadores a llevar la broca hasta la profundidad total. La mayor

parte de revestimiento mientras se perfora - cerca del 80% - se hace conectando una broca no

recuperable al fondo del revestimiento y dejando la broca en el agujero. La broca de revestimiento

puede perforarse fácilmente con una broca convencional porque, con excepción de características

de corte localizadas con precisión, el núcleo de la zapata de la broca está hecho de aluminio

perforable.

El revestimiento direccional mientras se perfora (DCwD) utiliza una BHA dirigible que se recupera,

no se deja en el agujero. Eso hace del DCwD una alternativa a la perforación direccional

convencional en campos agotados o maduros que tienen una severa circulación perdida y

problemas de estabilidad de pozo. Se requiere un sistema de Perforación con Revestimiento

recuperable para pozos direccionales, debido a la necesidad de recuperar las costosas

herramientas de perforación direccional y guía, a la necesidad de tener la capacidad de reemplazar

equipo dañado antes de llegar al punto de revestimiento y a la necesidad de un acceso rápido y

costo efectivo a las formaciones por debajo de la zapata de revestimiento. Un conjunto de

perforación direccional recuperable posicionado en el extremo inferior del revestimiento

reemplaza las herramientas direccionales utilizadas en BHA convencional. Esas herramientas han

sido recuperadas y vueltas a correr a inclinaciones que exceden los 90°.

Conexión de Impulsor Superior


Para llevar a cabo el proceso de Perforación con Revestimiento, se requieren algunas

herramientas especiales que sean capaces de conectarse al revestimiento para circular y rotar.

Estas herramientas se conectan al impulsor superior y tienen ganchos, que encajan externa o

internamente con el revestimiento, lo que permite mover y rotar el revestimiento y un empacador

que permite circulación bajo presión.

Revestimiento Mientras se Perfora

Broca No Recuperable


Problemas de Control de Pozo

En Superficie


Estos son algunos problemas de equipo que CwD necesita abordar. Ya que el revestimiento es

ahora la sarta de perforación, debe considerarse su tamaño y resistencia. La mayoría de los

preventores anulares son asistidos por el agujero del pozo. Cerrar el anular, compresión hidráulica

normal para tubería de perforación, puede colapsar el revestimiento a medida que aumenta la

presión en el agujero. Póngase en contacto con el fabricante de su anular para las especificaciones

correctas. *Para el Hydril Modelo GL, asegúrese de notificarlos de la configuración de cámara

secundaria. Ver a continuación:

Ya que el revestimiento tendrá un diámetro mayor y un área de sección mayor que la tubería

convencional utilizada para perforación, y debido a la tolerancia mucho menor del anular, un

influjo relativamente pequeño puede crear una presión de estrangulador peligrosamente alta, el

riesgo de eyección del revestimiento aumenta debido a esta potencial presión más alta y al área

mayor involucrada con el uso del revestimiento. Si usted debe sacar el revestimiento, haga que el

DSM sea consciente de este riesgo, ya que la fuerza hacia abajo (peso de la sarta) se va reduciendo

a medida que usted saca el revestimiento. Un ejemplo de los cálculos de las diferentes fuerzas,

dada una presión de agujero igual, debido a esta diferencia en área:

Tubería de 5” estática con 200 psi de presión en el agujero

52 x 0.7854 x 200 psi = 3900 libras de fuerza hacia arriba

Tubería de revestimiento de 7 5/8” estática con 200 psi de presión en el agujero

7.625 x 0.7854 x 200 psi = 9130 libras de fuerza hacia arriba

Tubería de revestimiento de 9 5/8” estática con 200 psi de presión en el agujero

9.62 52 x 0.7854 x 200 psi = 14,800 libras de fuerza hacia arriba

Problemas de Control de Pozo

Fondo de Pozo


Además de las presiones estáticas más altas, la estrecha tolerancia entre el revestimiento y el

agujero crea fricción, que aumenta el ECD mientras se perfora y se circula. Debe monitorearse y

tenerse en cuenta este ECD. Los menores volúmenes de anular y los mayores volúmenes de

revestimiento también pueden afectar nuestro proceso de control de pozo.

Ejemplo:

Volumen de 20 bbls a 0.2 ppg de intensidad Gradiente de Gas = 0.1 psi/pie

Salida de la bomba con 6.5” x 11” = 0.1129 bbl/stk TVD @ 6500 pies con 9.6 ppg fluido

Dimensiones de agujero con tubería de perforación y cuellos de taladro:

- Agujero de 8 ½” con 200’ de collares de 6 ½” & DP 5”

- Zapata TVD @ 3000 pies

Dimensiones de agujero con CwD:

- Agujero de 8 ½”

- Revestimiento de 7 5/8” 45 lb/pie con 6.445” ID = 0.0404 bbl/pie

Capacidades Convencionales:

- Del fondo hacia arriba = 295 bbl = 2615 golpes

- Golpes DP a la broca = 109 bbl = 965 golpes

Capacidades de Perforación con Revestimiento:

- Del fondo hacia arriba = 89 bbl = 790 golpes

- Revestimiento golpes a la broca = 263 bbl = 2330 golpes

Como muestra el ejemplo, nuestro tamaño de influjo puede hacer una gran diferencia en la

presión de superficie en el estrangulador.

Ya que el ECD más alto eliminará la mayor parte de las manifestaciones durante la circulación, las

conexiones y cualquier corrida, requerirán un mayor cuidado. El entrenamiento del equipo y los

simulacros de cierre se hacen más críticos.

La tolerancia a la manifestación también se verá impactada y debemos asegurarnos de que los

cálculos de tolerancia a la manifestación cumplan el SOP 033-01 de Oxy.

Prevenga a los perforadores acerca de poner tubería en elevadores y sacar los elevadores

demasiado rápido. Los factores de pico/ suabeo serán más altos que en la perforación

convencional. Deben llevarse a cabo simulaciones hidráulicas pre-perforación con propiedades de

lodo variables para minimizar el impacto sobre los factores de pico/suabeo.

Prevenga al DMS: NO factores de seguridad en el estrangulador durante el Método del Perforador.

Durante la primera circulación, el influjo estará en la superficie mucho más rápidamente que en

operaciones convencionales. Esté preparado.

Posible necesidad para una velocidad de bomba muy lenta durante el control de pozo. Tenga

paciencia.

Método del Perforador


1) Acelere la bomba manteniendo constante la presión del estrangulador.

Dependiendo de la tasa de la bomba y de la fricción esto puede exceder la

resistencia de la formación.

2) Después que se estabilice la tasa de flujo, mantenga constante la presión de la sarta de

trabajo circulante.

El volumen anular es pequeño. Anticipe el gas en la superficie más rápidamente

que en la circulación convencional.

3) Después de que el influjo haya salido (confirmado) mantenga constante la presión del

estrangulador mientras detiene la bomba y cierra el estrangulador.

Observe los medidores durante suficiente tiempo para confirmar que no haya

migración de gas, antes de comenzar a mezclar lodo de peso para matar el pozo

(KMW)!!

Durante la segunda circulación (bombeando KWM) la presión de

estrangulador se mantiene constante debido a que la hidrostática anular

se asume constante. La presión de la sarta de trabajo caerá con la adición

de hidrostática de la KWM.

Si hay gas remanente en el anular, durante la segunda circulación,

comenzará a expandirse y hará que aumente la presión del estrangulador.

Usted es responsable de mantener constante la presión del estrangulador

por lo que esto hará que usted abra el estrangulador y el pozo quedará

sub-balanceado.

E el control de pozo convencional, puede ser posible llevar KMW hasta la

broca antes de que cualquier gas remanente en el anular comience a

expandirse. Para el momento en que el gas en expansión afecte la

hidrostática anular, usted está manteniendo constante la BHP en el

medidor de la sarta de trabajo.

Esto no será posible en Perforación con Revestimiento. Es crítico limpiar

completamente el anillo en la primera circulación.

4) Alinéese para KWM, acelere la bomba manteniendo constante la presión del

estrangulador.

5) Continúe manteniendo constante la presión del estrangulador hasta que KWM se

encuentre en la zapata (broca).

Esto puede tomar un tiempo extremadamente largo, tenga paciencia.

6) Cuando KWM se encuentre en el anular, cambie al medidor de presión de la sarta de

trabajo y manténgalo constante hasta que KWM esté en la superficie. Detenga las bombas

y observe.

DwC Direccional


Tesco también ofrece un sistema de Perforación con Revestimiento que permite control

direccional. Se corre un niple de aterrizaje perfilado en la sarta de revestimiento por encima de la

zapata de revestimiento. Puede entonces correrse el BHA direccional por debajo de la zapata y la

porción superior del BHA asegurado dentro del revestimiento en el conjunto de seguro de taladro

(DLA). Esto permite la rotación del revestimiento y también permite rotar el BHA direccional. Los

empacadores de sello en el DLA también permiten dirigir el fluido bombeado por el revestimiento

dentro del BHA para la energía hidráulica del motor direccional y por debajo de la rima, para

limpieza de refrigeración del agujero.

Perforación Direccional con Revestimiento

Control de Pozo


Al utilizar este sistema, puede recuperarse el BHA sobre tubería de perforación o mediante línea

de cable y volverse a correr en el agujero para continuar con la perforación.

Mientras se corre el BHA, el revestimiento debe estar suspendido. Puede aterrizarse el

revestimiento en la cabeza del pozo si la cabeza de pozo correcta está instalada, si no, se aterriza

el revestimiento en los cojinetes de la rotatorias en el piso de la torre y se saca el BHA utilizando

una rotatoria falsa para soportar el DP, si se está corriendo con tubería de perforación. Si el pozo

comienza a fluir durante la corrida, la torre necesitará instalar la Herramienta Circulante de

Revestimiento (CCT) con un sub con puertos a la tubería de taladro y al revestimiento antes de

cerrar el anular alrededor del revestimiento.


Control de Pozo


Mientras se taladra, el DLA (por encima de la zapata) evitará que un influjo suba por el

revestimiento, pero no puede evitar que el influjo desplace el fluido de perforación desde la

zapata al DLA.

Utilizando nuestro método del perforador de control de pozo, podemos circular el influjo hacia

afuera, bombeando por el revestimiento, a través de la broca y por el agujero, fuera del

revestimiento. Sin embargo, debido al aislamiento en el Ensamble de Seguro de Taladro, el

volumen del influjo entre el BHA y el revestimiento, desde el DLA a la zapata, no se circulará hacia

afuera.

Al final de la primera circulación del método del perforador, tanto el revestimiento como el BHA

estarán llenos de fluido de la densidad del fluido original. El revestimiento en el anular del agujero

del pozo también está lleno de fluido de la misma densidad, por lo que ambos medidores de

presión en la superficie tendrán la misma lectura, aunque aún habrá una "manifestación" en el

pozo.


Control de Pozo


Asumiendo un revestimiento de 9 5/8” 47# pies x 6 ¾” BHA anular en la junta de la zapata a 45

pies, el gas restante sería de 1.3 bbls. Si la presión del fondo del agujero era de 5000 psi, la Ley de

Boyles calcula que el gas en la superficie (sin control) sería de 443 bbls.

Durante la recuperación de la BHA, un influjo de gas seguiría al BHA y expondría a los equipos y a

la torre a un evento de alto riesgo al migrar y expandirse. Abrir el puente en el DLA y circular del

fondo hacia arriba antes de cualquier corrida fuera del agujero debe convertirse en una práctica

estándar.

Mientras se saca el BHA, sobre cable o sobre tubería de taladro, debe monitorearse

cuidadosamente el pozo en busca de flujo. La Herramienta Circulante de Revestimiento (CCT) debe

encontrarse en el lugar y estar lista para conectarla al revestimiento y a la tubería del taladro. Una

vez la expansión de la burbuja alcance un punto crítico puede ser imposible instalar el CCT y puede

ser imposible cerrar la manifestación.

Si el revestimiento está aterrizado en la cabeza de pozo, puede cerrarse el anular de manera

convencional contra la tubería del taladro. Si se utiliza un colgador acanalado para sostener el

revestimiento, puede utilizarse circulación normal a través de la línea del estrangulador y pueden

utilizarse procedimientos de llenado normal. Si se utiliza un colgador de empaquetado, entonces

la única vía de circulación será a través de las válvulas de la cabeza de pozo. Los elementos que

necesitarán abordarse para mitigar el riesgo son:

a) Prueba de presión aceptable de las válvulas de cabeza de pozo.

b) Colocación de una válvula HCR en la cabeza de pozo.

c) Procedimiento para mantener la hidrostática en el revestimiento a través del anular el

agujero del pozo mientras se corre tubería.

d) Capacidad para conectar tanto la línea del estrangulador como la línea de retorno desde la

cabeza del pozo al múltiple del estrangulador.

e) Capacidad de la salida de la cabeza del pozo para manejar la presión y liberación durante

la expansión de gas en superficie.

Fórmulas

1) Acelere la bomba manteniendo constante la presión del estrangulador.

Dependiendo de la tasa de bombeo y de la fricción, esto puede exceder la

resistencia de la formación.

2) Después de que se estabilice la tasa de flujo, mantenga constante la presión de la sarta de

trabajo circulante.

El volumen del anular es pequeño. Anticipe gas a superficie más rápidamente que

en circulación convencional.

3) Después de que el influjo este afuera (confirmado) mantenga constante la presión del

estrangulador mientras detiene la bomba y cierra el estrangulador.

Observe los medidores durante el tiempo suficiente para confirmar que no haya

gas migrando antes de comenzar a mezclar KWM!

Si el influjo fue debido a suabeo, el pozo debería estar nuevamente en balance y el

peso de lodo actual es suficiente para matar el pozo.

4) Alinee para KWM, acelere la bomba manteniendo constante la presión del estrangulador.

5) Siga manteniendo constante la presión del estrangulador hasta que el KWM esté en la

zapata (broca).

Esto puede tomar un tiempo extremadamente largo, tenga paciencia.

6) Cuando el KWM se encuentre en el anular, cambie al medidor de presión de la sarta de

trabajo y manténgala constante hasta que el KWM se encuentre en superficie. Detenga las

bombas y observe. Confirme que no haya flujo.

7) Recuerde que hay un potencial para que quede gas atrapado en la unión de la zapata

debajo del DLA. Antes de correr el BHA fuera del pozo haga como práctica estándar una

circulación del fondo hacia arriba.

Correr en el agujero con cable o tubería de taladro. Asegúrese de que el lubricado

de cable, con una bomba en el sub, se encuentre en el lugar. Si está corriendo con

tubería de taladro, asegúrese de que la Herramienta Circulante de Revestimiento

esté instalada y espaciada, para permitirle abrir el Ensamble de Seguro de Taladro

para permitir pasar el fluido.

Abra el puente y circule con el KWM. Mantenga constante la presión del

estrangulador mientras acelera las bombas. Espere por el lapso de tiempo.

Mantenga constante la presión de la sarta de trabajo hasta que el influjo esté

fuera del agujero y el KVM se encuentre en la superficie.

Detenga las bombas. Cierre el estrangulador y monitoree el pozo.

Fórmulas

1. Hidrostática psi = MW ppg x 0.052 x TVD pies

2. FWppg = Presión psi / 0.0052 / TVD pies

3. Fluido para Matar Pozos ppg = (SIDP psi / 0.052 / TVD pies) + Peso Original Lodo ppg

4. TVD pies = Presión psi / 0.0052 / FWppg

5. Gradiente psi/pie = Presión psi / TVD pies

6. Gradiente psi/pie = FW ppg x 0.052

7. FW ppg = Gradiente psi/pie / 0.052

8. Desplazamiento de la Tubería bbl/pie = Peso lb/pie x 0.00036

9. Capacidad de la Tubería bbl/pie = ID2pulg / 1029.4

10. Capacidad del Anular bbl/pie = (ID2pulg - OD2

pulg) / 1029.4

11. Altura de la Columna de Fluido pies Volumen bbl / Capacidad bbl/pie

12. Golpes de Bomba Totales slk = Volumen bbl / Rendimiento Bomba bbl/slk

13. Rendimiento Triplex bbl/slk = 0.000243 x ID2pulg Revest x Longitud del Golpe pulg x Eficiencia %

14. Rendimiento Duplex bbl/slk = 0.000162 x (ID2pulg Revest – Varilla OD2

pulg) x Longitud del Golpe

pulg x Eficiencia %

15. Presión Bomba / Corrección Peso Fluido:

Presión psi = Presión Original psi x (Nueva FW ppg / Vieja FW ppg)2

16. Presión Bomba / Corrección Velocidad Bomba:

Presión psi = Presión Original psi x (Nueva SPM / Vieja SPM)2

Fórmulas

17. Barriles a Purgar por 100 psi: Método Volumétrico

(100 psi / (MW ppg x 0.052)) x Capacidad Anular bbl/pie

18. Barriles a bombear por 100 psi: Método Método Lubricar y Purgar

(100 psi / (MW ppg x 0.052)) x Capacidad Anular bbl/pie

19. Fuerza lbs = OD2 pulg. x Presión psi x 0.7854

20. Flotabilidad: Tubería Extremo Cerrado

Peso Flotado lb/pie = Peso en Aire lb/pies – (OD2 pulg

x 0.0408 x MW ppg)

21. Flotabilidad: Tubería Extremo Abierto

Peso Flotado lb/pie = Peso en Aire lb/pies x Factor de Flotación

Factor de Flotación = 65.4 ppg-acero – MW ppg) / 65.4 ppg-acero

22. Para aceitar (“slug”) la tubería antes de correr (trabajo en seco) calcular la densidad del

“slug” ppg:

MW ppg x Nivel de Fluido pies x Capacidad Tubería lb/pie

Peso Slug ppg = MW ppg + ---------------------------------------------------------------------

Volumen Slug bbl

23. MW ppg x Nivel de Fluido pies x Capacidad Tubería lb/pie

Volumen Slug ppg = ---------------------------------------------------------------------

Peso Slug bbl – MW ppg

24. Peso Slug ppg - MW ppg

Ganancia Foso a partir de Slug Caido bbl = Volumen Slug bbl x MW ppg

25. Profundidad Caídas Slug (Nivel de Fluido) pies = Ganancia Foso bbl / Capacidad Tubería bbl/pie

Factores de Conversión

¿De dónde vienen?

0.7854 es una solución sencilla para calcular el área de un círculo medido en pulgadas.

o La fórmula para calcular el área de un círculo es π x r2pulgadas = pulg2. Ya que

usualmente medimos nuestros tubulares y cilindros en forma de diámetro interno

(ID) o diámetro externo (OD), necesitamos ajustar la fórmula a:

o (π x d2pulg) / 4 = pulg2. Para hacerlo aún más fácil, podemos trabajar la ecuación a:

o (π / 4) x d2pulg = pulg2. Ya que Pi = 3.14, entonces, 3.14 / 4 = 0.7854

o por lo tanto, 0.7854 x d2pulg = pulg2.

0.052 es un factor de conversión utilizado en el cálculo de la presión hidrostática (psi)

cuando usted está utilizando una densidad de fluido medida en libras por galón (ppg) y la

distancia vertical esta medida en pies.

o Ya que necesitamos un contenedor para medir fluidos, utilicemos un contenedor

de un pie cúbico. Si vamos a llenar el contenedor necesitaremos 7.48 galones para

llenarlo.

o Ya que estamos buscando una respuesta en pulgadas cuadradas necesitamos

averiguar cuántos contenedores de una pulgada cuadrada tenemos en el pie

cúbico, y ya que vamos a medir la altura vertical en pies, el contenedor tendrá que

ser de un pie de alto.

o El área de un cuadrado es largo x alto, entonces 12 pulgadas x 12 pulgadas = 144

pulgadas2. Entonces tenemos 144 contenedores que tienen 1 pulgada x 1 pulgada x 1 pie

de alto.

o Si llenamos todos los contenedores con el galón de fluido, entonces cada

contenedor tendrá; 7.48 galones / 144 contenedores = 0.052 galones en cada

contenedor que tiene una pulgada de sección por un pie de alto.

o Ahora, si conocemos la densidad (ppg) del fluido y la multiplicamos por el factor

de conversión (0.052) sabremos cuántas libras por pulgada cuadrada hay en un

contenedor de un pie de alto (gradiente = psi/pie).

o Si multiplicamos el gradiente por la profundidad vertical total del pozo (10)

obtendremos las libras por pulgada cuadrada (psi) de la presión hidrostática en el

pozo a esa profundidad.

Factores de Conversión

1029.4 es un factor de conversión que utilizamos para calcular un volumen de fluido en el

pozo.

o La ecuación del volumen para un cilindro de 1” que tiene 1 pie de alto es:

π x r2 x 12 pulgadas = pulgadas cuadradas

3.14 16 x (0.5 pulgadas x 0.5 pulgadas) x 12 pulgadas = 9.4248 pulgadas3.

o Ya que nuestro volumen del agujero está en barriles por pie (bbl/pie), necesitamos

convertir este número a pies cúbicos, por lo tanto:

9.4248 pulg3 / (12 pulg x 12 pulg x 12 pulg) = 0.005454167 pies3. Esta es la parte

en pies.

o 1 barril = 5.6146 pies cúbicos (medida estándar para un barril de 42 galones).

Entonces, 0.005454167 pies3 (para un cilindro de 1 pulg x 1 pie de alto) /

5.6146 pies3/bbl = 0.0009714256878 barriles por pie para un cilindro de 1

pulg x 1 pie.

o Este es un número grande para recordar y utilizar, entonces el recíproco es 1/

0.0009714256878 = 1029.4.

o Ahora si tomamos el OD2pulg de un cilindro / 1029.4 = volumen bbl/pie (si el cilindro

es el interior de un tubular usted utilizaría ID2pulg)

Recuerde:

Bbl / bbl/pies = pies

Bbl/pies x pies = barriles.

65.4 es una constante utilizada para calcular el factor de flotación (BF) para el peso del

lodo que está en el pozo. 65.4 es el peso de un galón de acero.

o BF = (65.4ppg- acero – MW ppg) / 65.4ppg- acero.

o 65.4 es el peso de un galón de acero, entonces, utilizando esta fórmula

obtenemos la proporción entre un peso colgando libremente en fluido de

perforación y su peso en el aire.

o Peso tubería en airelb/pie x Longitud pies x BF = Peso de la tubería en fluido lb/pie.

Hoja de Cálculo Tubo en U

Sarta de trabajo

Presión Superficie

-

Fricción

+

Hidrostática

= BPH

Peso fluido = ____ ppg

Grad Fluid = _____ psi/pie

TVD = __________pies

MD = __________pies

TVD Zapata = ____ pies

Cap Anul = ______bbl/pie

SIDPP = ________ psi

Ganancia Foso = __ bbl

Anular

Presión Superficie

+

Fricción

+

Hidrostática

= BPH

BPH = ____________ psi


Sarta de trabajo

Presión Superficie

-

Fricción

+

Hidrostática

= BPH



TVD = __________pies

MD = __________pies





Anular

Presión Superficie

+

Fricción

+

Hidrostática

= BPH

BPH = ____________ psi


Sarta de trabajo

Presión Superficie

-

Fricción

+

Hidrostática

= BPH



TVD = __________pies

MD = __________pies





Anular

Presión Superficie

+

Fricción

+

Hidrostática

= BPH

BPH = ____________ psi


Sarta de trabajo

Presión Superficie

-

Fricción

+

Hidrostática

= BPH



TVD = __________pies

MD = __________pies





Anular

Presión Superficie

+

Fricción

+

Hidrostática

= BPH

BPH = ____________ psi


Sarta de trabajo

Presión Superficie

-

Fricción

+

Hidrostática

= BPH



TVD = __________pies

MD = __________pies





Anular

Presión Superficie

+

Fricción

+

Hidrostática

= BPH

BPH = ____________ psi


Sarta de trabajo

Presión Superficie

-

Fricción

+

Hidrostática

= BPH



TVD = __________pies

MD = __________pies





Anular

Presión Superficie

+

Fricción

+

Hidrostática

= BPH

BPH = ____________ psi

Registro de Control de Pozos

Hoja de Corrida de Occidental

Hoja de Corrida de Occidental

Glosario

A

Presión anormal - Presión de poro que excede la presión resultante de la presión hidrostática

ejercida por una columna vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica.

Absorción - Penetración o aparente desaparición de moléculas o iones de una o más sustancias en

el interior de un sólido o de un líquido.

Acumulador - en una torre de perforación, el acumulador almacena fluido hidráulico bajo presión

a partir de nitrógeno comprimido para cerrar el preventor de reventones en una emergencia. El

acumulador es una nave o tanque utilizada para recibir y almacenar temporalmente hidrocarburos

líquidos que se condensan de gas húmedo que viaja a través de un oleoducto. En algunos países,

una batería de almacenamiento se conoce como un acumulador.

Ácido - cualquier compuesto químico que contenga hidrógeno capaz de ser reemplazado por

elementos positivos o radicales para formar sales. En términos de la teoría de disociación, es un

compuesto que, en disociación en solución, arroja un exceso de iones de hidrógeno. Los ácidos

disminuyen el pH. Ejemplos de ácidos o de sustancias ácidas son ácido clorhídrico, ácido titánico,

pirofosfato ácido de sodio.

Acidez - la concentración ácida relativa de los líquidos se mide mediante el pH. Un valor de pH por

debajo de 7.

Acidizar - Tratar calizas u otras formaciones que contienen petróleo, mediante el uso de una

reacción química con ácido para aumentar la producción. Se inyecta ácido clorhídrico u otro ácido

dentro de la formación bajo presión. El ácido graba la roca, agrandando los espacios de poro y los

pasajes a través de los cuales fluyen los fluidos del yacimiento. Luego se saca el ácido mediante

bombeo, se suabea el pozo y se vuelve a poner en producción. Los aditivos químicos y los

inhibidores se combinan con el ácido para reaccionar de manera selectiva con la roca de

formación sin atacar el equipo metálico del pozo.

Carrete adaptador - Conector para conectar preventores de reventones de diferentes tamaños o

taras de presión a la cabeza de revestimiento.

Adhesión - Fuerza que mantiene juntas moléculas diferentes.

Estrangulador ajustable - Estrangulador en el cual una aguja cónica y un asiento cambian la tasa

de flujo. También llamado estrangulador automático.

Glosario

Alcalinidad - Poder combinante de una base medido por el número máximo de equivalentes de un

ácido con el que puede reaccionar para formar una sal. En análisis de aguas, representa los

carbohidratos, bicarbonato, y de óxidos, y ocasionalmente, boratos, silicatos y fosfatos en el agua.

Se determina mediante titulación con ácido estándar para ciertos puntos datum.

Instituto Americano del Petróleo – 1. Fundado en 1920, esta organización nacional de la industria

petrolera es la organización líder en estandarización sobre el equipo de perforación y producción

para campos petroleros. 2. (Jerga) Indica un trabajo hecho de manera apropiada o concienzuda

(como, "Su trabajo es estrictamente API"). 3. Grados API; se utiliza para designar la gravedad API.

Preventor anular de reventones - Dispositivo instalado usualmente sobre los preventores de

ariete, empleado para controlar la presión de cabeza del pozo. La comprensión de un elemento

empaquetado de caucho, reforzado mediante presión hidráulica, opera el dispositivo, que efectúa

un sello. Un BOP anular estándar cerrará la presión anular, abrirá la presión del agujero y permitirá

correr tubería/tubería de taladro mientras contiene la presión del pozo.

Anhidrita (CaSO4) - Se encuentra a menudo durante la perforación. Puede ocurrir como tiras

delgadas o formaciones masivas.

Punto de Anilina - Temperatura más baja a la cual volúmenes iguales de anilina recién destilada y

petróleo que está siendo probado son completamente mezclables. Entre más bajo será el punto

de anilina del petróleo, más severo es usualmente el daño de las partes de caucho.

Espacio anular – 1. Espacio que rodea un objeto cilíndrico dentro de un cilindro. 2. Espacio

alrededor de una tubería en un agujero del pozo, cuya pared exterior puede ser la pared del

agujero del pozo o del revestimiento; algunas veces se llama anular.

Velocidad anular - Velocidad de un fluido que se mueve en el anular.

API - Instituto Americano del Petróleo.

Gravedad API - La gravedad (peso por unidad de volumen) del petróleo crudo o de otros fluidos

relacionados medidos mediante un sistema recomendado por el Instituto Americano del Petróleo.

Se relaciona con la Gravedad Específica (SG) mediante la siguiente fórmula: Grados API = 141.5 -

131.5 SG 60°F.

Viscosidad aparente - Viscosidad que un fluido parece tener en un instrumento dado, a la tasa de

corte declarara. Es una función de la viscosidad plástica en el límite de elasticidad. En un fluido

newtoniano, la viscosidad aparente es numéricamente igual a la viscosidad plástica

Arcilla Atapulguita - Arcilla coloidal que crea viscosidad, utilizada principalmente en lodos sal-

agua. Atapulguita, una tierra especial, es un silicato hídrico de magnesio aluminio.

Glosario

B

Contra presión (presión de revestimiento, presión de estrangulador) - presión existente en la

superficie sobre el lado del revestimiento de la tubería de taladro/ sistema de flujo anular.

Contra presión - Presión mantenida sobre el equipo o sistemas a través de los cuales fluye un

fluido.

Válvula de Contra presión - Válvula de control de flujo para proporcionar control de la contra

presión cuando se corre o se saca una sarta.

Lado posterior (Backside) - Área por encima de un empacador entre el ID del revestimiento y el

OD de la tubería.

Balance, lodo - Balanza de tipo viga empleada en la determinación de la densidad del lodo. Consta

principalmente de una base, una viga graduada con taza de volumen constante, tapa, atraque,

borde y contrapeso.

Barita, baritas, o Baritina - Sulfato de bario natural (BaSO4) utilizado para aumentar la densidad

de los fluidos de perforación. Si se requiere, se actualiza usualmente a una gravedad específica de

4.20 (es decir, es 4.2 veces más pesado que el agua). El material de barita se encuentra como

mineral blanco, grisáceo, verdoso y rojizo, o como masas cristalinas.

Barril - Medida de volumen para productos del petróleo. Un barril es el equivalente a 42 galones

de los Estados Unidos o a 0.15699 m³. 1 m³ equivale a 6.2897 barriles.

Barril equivalente - Unidad de laboratorio utilizada para evaluar o probar fluidos de perforación. 1

g de material, cuando se adiciona a 350 ml de fluido, es equivalente a una libra de material cuando

se adiciona a un barril de 42 galones de fluido.

Estrangulador - Un tubo que se utiliza en un estrangulador de superficie. Se utiliza un

estrangulador para regular el flujo del pozo.

Niple de campana - tubular corto instalado en la parte superior del preventor de reventones. La

parte superior y el extremo del niple están expandidos, o con forma de campana, para llegar a las

herramientas del taladro en el agujero y usualmente tiene conexiones laterales para la línea de

llenado y la línea de retorno de lodos.

Bentonita - arcilla plástica, coloidal, hecha mayormente del mineral montmonirolita de sodio (un

silicato de aluminio hidratado) que se hincha cuando se moja. Debido a sus propiedades

gelatinizantes, la bentonita es un componente mayor de los lodos de perforación. Para uso en

fluido de perforación, la bentonita tiene un límite de elasticidad que excede los 85 bbl/ton. El

término genérico "bentonita" no es un nombre mineralógico exacto, ni la arcilla es de composición

mineralógica definida.

Junta de Reventón – Sub de pared gruesa colocado en la sarta de producción del lado opuesto de

las perforaciones para deflectar la acción de aspersión del pozo.

Purga - Evacuación de presión de grupos.

Arietes ciegos/ de corte - arietes ciegos con un borde cortante que corta contra cualquier tubería

del taladro o revestimiento. Sellan uno contra el otro para cerrar efectivamente el agujero.

Glosario

Línea Blooie - Línea de flujo para perforación de aire o gas.

Reventón - Flujo incontrolado de gas, petróleo, u otros fluidos del pozo en la atmósfera, o en otra

zona. Un reventón, ocurre cuando la presión de la formación excede la presión aplicada por la

columna de fluido de perforación. Una manifestación advierte de un reventón en ciernes. Ver

presión de formación, chorro, y manifestación. 2. Expeler una porción de agua y vapor desde una

caldera para limitar su concentración de minerales.

Panel de control del preventor de reventones (POB) - Conjunto de controles, usualmente

localizados cerca de la posición del perforador sobre el piso de la torre, que se manipula para abrir

y cerrar los preventores de reventones.

Simulacro de preventor de reventones - Procedimiento de entrenamiento para determinar que

los equipos de la torre están completamente familiarizados con las prácticas operacionales

correctas a seguir en el uso del equipo de prevención de reventones. "Corrida en seco" de acción

preventiva de reventón.

Sistema operativo y de control del preventor de reventones (unidad de cierre) - Conjunto de

bombas, válvulas, líneas, acumuladores y otros elementos necesarios para abrir y cerrar el equipo

preventor de reventones.

Columna del preventor de reventones - conjunto de equipo de control de pozos, incluidos

preventores, carretes, válvulas y racores conectados a la parte superior de la cabeza del pozo.

Preventor de reventones - Equipo instalado en la cabeza del pozo para prevenir escape de

presión, bien sea en el espacio anular entre el revestimiento y la tubería del taladro, o en un

agujero abierto (es decir, agujero sin tubería de taladro) durante operaciones de perforación y

completamiento. El preventor de reventones está ubicado debajo del piso de la torre en tierra y

sobre la "pila de superficie" en operaciones marítimas, y sobre el piso marino para "pila

submarina" o torres flotantes mar adentro. Ver preventor anular de reventones y ariete preventor

de reventones.

Bonete - en preventores de tipo ariete, componente que sella la parte posterior del cilindro del

ariete.

BOP - Abreviatura para preventor de reventones.

Pila BOP - Preventores de reventones empleados como control del pozo mecánico automatizado

durante la perforación; durante trabajos de cable.

Presión del fondo del agujero - Dependiendo del contexto, puede ser la presión ejercida por una

columna de fluido contenida en el agujero, o la presión de formación a la profundidad de interés.

Del fondo hacia arriba - Desde el fondo del pozo hacia la parte superior del pozo.

Iniciar circulación - Iniciar la bomba de lodos para restablecer la circulación de la columna de lodo.

Debido a la detención, el fluido de perforación se ha solidificado durante el periodo de no

circulación, usualmente se requiere una bomba de alta presión para iniciar la circulación.

Glosario

Obturación- Obstrucción en un pozo formado por la intrusión de formaciones sub-superficie.

Material Obturador - Material fibroso, en hojuelas o granular adicionado a la lechada de cemento

o al fluido de perforación para ayudar a sellar las formaciones en las cuales ha ocurrido circulación

perdida.

Bullheading – 1. Término que denota bombeo en un pozo cerrado sin retornos. 2. Forzar un fluido

por el agujero bajo la ubicación.

Salmuera - Agua saturada con sal común o que contiene una alta concentración de ésta (cloruro

de sodio); por lo tanto, cualquier solución salina fuerte que contenga cualquier otra sal como

cloruro de calcio, cloruro de cinc, nitrato de calcio, etc.

Bullhead - Bombear activamente por la tubería de taladro o por la tubería, directamente a un

punto objetivo.

Golpear - Aplicar y mantener presión adicional, sobre y por encima de la presión hidrostática.

Flotación - Aparente pérdida de peso de un objeto sumergido en un fluido. Si el objeto está

flotando, la porción sumergida desplaza un volumen de fluido cuyo peso es igual al volumen del

objeto.

Butano - Hidrocarburo parafinado, C4H10 que es un gas en condiciones atmosféricas, pero que se

licúa fácilmente bajo presión; hace parte del LPG.

C

Perforación, Cable – Herramienta - Método de perforar un pozo permitiendo que una broca con

peso en la parte inferior de un cable caiga contra la formación que se está penetrando.

Consistencia de Enjarre - Según el API RP 13B*, notaciones tales como ”duro", "suave", "fuerte",

"cauchoso", "firme", etc. pueden utilizarse para dar alguna idea de la consistencia del enjarre del

filtro.

Espesor del enjarre - Medición del espesor del enjarre del filtro depositado por un fluido de

perforación contra un medio poroso, a menudo seguido de la prueba estándar API de filtración. El

espesor del enjarre usualmente se reporta en 32avos de pulgada. Ver Enjarre de Filtro y Enjarre de

Muro.

Calcio - uno de los elementos alcalinos con valencia de 2 y con un peso atómico de

aproximadamente 40. Los componentes de calcio son una causa común de la dureza del agua.

También es un componente de la cal, el yeso, la caliza, etc.

Carbonato de calcio – CaCO3 - sal de calcio insoluble utilizada algunas veces como material para

aumentar el peso (calizas, conchas de ostra, etc.), en fluido de perforación especializados.

También se utiliza como una unidad y/ o estándares para reportar la dureza.

Cloruro de calcio – CaCl2 - sal de calcio muy soluble adicionada algunas veces al fluido de

perforación para impartir propiedades especiales, pero principalmente para aumentar la densidad

de la fase fluido.

Glosario

Contaminación con calcio – Iones de calcio disueltos en suficiente concentración para impartir

propiedades indeseadas en un fluido de perforación, tales como floculación, reducción en el límite

de elasticidad de la bentonita, aumento en la pérdida de fluidos, etc.

Hidróxido de calcio – Ca (OH) 2 - Ingrediente activo de la cal apagada. Es también el principal

ingrediente del cemento (cuando está húmedo). Este material también se conoce como "cal" en

terminología de campo.

Presión de reventón del revestimiento - Cantidad de presión que, cuando se aplica a una sarta de

revestimiento, causa la falla de la pared del revestimiento. Esta presión es críticamente

importante cuando se está circulando una manifestación de gas debido a que el gas, en su camino

a la superficie, se expande y ejerce más presión de la que ejercía en el fondo del pozo.

Presión de revestimiento - Presión que se acumula en un pozo entre el revestimiento y la tubería,

o entre el revestimiento y la tubería del taladro.

Raspador de revestimiento - Herramienta en forma de hoja utilizada para raspar desperdicios o

escombros del interior del revestimiento; se corre en tubería o en tubos.

Asiento del revestimiento - Ubicación del fondo de una sarta de revestimiento que está

cimentada en un pozo aunque, típicamente, se hace una zapata de revestimiento al final del

revestimiento en este punto.

Zapata de Revestimiento - Sección cilíndrica de acero corta, pesada, hueca, con un fondo

redondeado que se coloca al final de la sarta de revestimiento para servir como zapata de refuerzo

y para ayudar a cortar proyecciones menores del agujero el revestimiento. También se llama

zapata guía.

Revestimiento - Tubo de acero que se coloca en un pozo de petróleo o gas a medida que progresa

la perforación para evitar que la pared del agujero colapse durante la perforación y para

proporcionar un medio para extraer petróleo, si el pozo es productivo.

Cáustica o soda cáustica – Ver hidróxido de sodio.

Derrumbe - Forma severa de colapso.

Formaciones cavernosas - Formación que tiene vacíos voluminosos, usualmente como resultado

de la disolución por aguas de la formación que pueden o no estar aún presentes.

CBL - Registro de unión del cemento - utilizado para evaluar la efectividad de un trabajo de

cementación.

Cemento - Mezcla de aluminatos y silicatos de calcio, fabricada mediante la combinación de cal y

arcilla durante el calentamiento. El cemento muerto contiene aproximadamente 62.5% de

hidróxido de calcio, que es la mayor fuente de problemas cuando el cemento contamina el lodo.

Centipoise (cp.) - Unidad de viscosidad igual a 0.01 poise. La viscosidad del agua a 20°C es 1.005

cp. (1 cp. = 0.000672 lb/pie-seg).

Glosario

Centrífuga - dispositivo para la separación mecánica de sólidos de alta gravedad específica de un

fluido de perforación. Se utiliza usualmente en lodos pesados para recuperar material de peso y

descartar sólidos de perforación. La centrífuga utiliza una rotación mecánica de alta velocidad para

lograr esta separación, a diferencia del separador tipo ciclón en el cual la energía del fluido por sí

misma proporciona la fuerza de de separación. Ver Desarenador.

Válvula de cheque - Válvula que permite el flujo únicamente en una dirección.

Químicos - en terminología de fluidos de perforación, un químico es cualquier material que

produzca cambios en la viscosidad, límite de elasticidad, resistencia de gel y pérdida de fluidos, al

igual que tensión superficial.

Barril de químicos - Contenedor en el cual se mezclan varios químicos antes de su adición al fluido

de perforación.

Estrangulador - Dispositivo con un orificio fijo variable instalado en una línea para restringir el

flujo y/ o controlar la tasa de producción. Los estranguladores de superficie son parte del árbol de

Navidad y contienen un niple de estrangulador, o estrangulador, con un agujero de pequeño

diámetro que sirve para restringir el flujo. Los estranguladores también se utilizan para controlar la

tasa del flujo de lodo de perforación fuera del agujero cuando el pozo está cerrado con el

preventor de reventones y se está circulando una manifestación fuera del pozo.

Línea del estrangulador - tubería de alta presión entre las salidas del preventor de reventones o

las salidas de la cabeza del pozo y el múltiple de estrangulación utilizado para dirigir y controlar los

fluidos del pozo desde el anular.

Múltiple de estrangulación - Conjunto de tubería y válvulas especiales, llamadas estranguladores,

a través de las cuales se circula el lodo de perforación cuando están cerrados los preventores de

reventones, para controlar las presiones que se encuentran durante una manifestación.

Presión de estrangulación - Ver contrapresión.

Árbol de Navidad - Las válvulas de control, medidores de presión y estranguladores ensamblados

en la parte superior de un pozo para controlar el flujo de petróleo y gas, después de haber

perforado y completado el pozo.

Método de circular y pesar - Método para matar la presión del pozo en el cual se comienza la

circulación inmediatamente y el peso de lodo se recupera gradualmente, según un programa

definido. También se llama método concurrente.

Circular - Pasar desde un punto a través del sistema y de regreso hasta el punto de partida. El

fluido de completamiento circula desde los tanques de lodo a través de la sarta de tubería hasta el

fondo del pozo y regresa a través del anular.

Cabeza de circulación - Dispositivo conectado a la parte superior de la tubería del taladro o de la

tubería para permitir el bombeo dentro del pozo sin el uso de la “kelly”.

Presión de circulación - presión generada por las bombas de lodo y ejercida sobre el vástago del

taladro.

Glosario

Tasa de circulación - Tasa de flujo del volumen de fluido de perforación circulante que escapa

dentro de la formación a través de grietas o medios porosos.

Circulación - Movimiento de fluido de perforación desde el foso de succión a través de la bomba,

tubería de taladro, broca, espacio anular el agujero y de regreso al foso de succión. El tiempo

involucrado se llama usualmente tiempo de circulación.

Válvula de circulación - Accesorio empleado por encima del empacador, que permite circulación

anular-a-tubería y viceversa.

Arcilla - Tierra plástica, suave, de varios colores, comúnmente silicato hídrico de alúmina, formado

por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio. Los minerales arcillosos son

esencialmente insolubles en agua, pero se dispersan bajo hidratación, fuerzas cortantes tales

como el raspado, efectos de la velocidad, etc., en partículas extremadamente pequeñas que varían

desde tamaños sub-micrón, hasta 100 micrones. Ver también Arcilla Atapulguita, Bentonita, Arcilla

de perforación de alto límite de elasticidad, arcillas de bajo límite de elasticidad y arcillas

naturales.

Cierre – 1. Cierre temporal de un pozo capaz de producir petróleo o gas. 2. Cerrar los preventores

de reventones en un pozo para controlar una manifestación. Cierre de los preventores de

reventones fuera del anular de manera que la presión desde debajo no pueda fluir a la superficie.

Proporción de cierre - Proporción entre la presión en el agujero y la presión operacional del pistón

necesaria para cerrar los arietes.

Unidad de cierre - Conjunto de bombas, válvulas, líneas, acumuladores y otros elementos

necesarios para abrir y cerrar el equipo preventor de reventones.

Tubería en espiral - Pieza de tubería larga, delgada (normalmente hasta aproximadamente 2.5

pulgadas de OD), enrollada sobre un dispositivo de enrollado. Se utiliza en lugar de la tubería de

taladro para ciertas operaciones apropiadas.

Comunicación - Hace referencia a la conexión o continuidad entre áreas separadas. Puede

referirse a zonas geológicas, secciones de tubería, etcétera.

Compatibilidad - Medida de la tendencia de dos substancias (sólidos, líquidos, mezclas, etc.) para

llevar a cabo o reaccionar de manera sinérgica o no. (En oposición a incompatibilidad, donde

cualquier material reacciona de manera antagonista, dando como resultado efectos negativos).

Completar un pozo - Terminar el trabajo en un pozo y dejarlo en estatus productivo.

Fluido de completamiento - Cualquier fluido utilizado durante operaciones de completamiento o

workover, con la suficiente densidad como para controlar la presión del yacimiento, y propiedades

contenedoras para minimizar daños a la formación.

Método concurrente - También llamado método de circular y pesar.

Tubo conductor - Una sarta de revestimiento corta de gran diámetro, utilizada para mantener

abierta la parte superior del agujero del pozo y para proporcionar un medio de transportar el

fluido de perforación que fluye hacia arriba desde el agujero del pozo hasta el foso de lodos.

Glosario

Conificación - Hace referencia a la migración vertical de un fluido de yacimiento, a diferencia del

flujo radial, flujo normal, preferible.

Gas de conexión - cantidad relativamente pequeña de gas que ingresa a un pozo cuando se

detiene la bomba de lodos para que se haga una conexión.

Método de presión de estrangulador constante - Método para matar un pozo que se ha

manifestado, en el cual se ajusta el tamaño del estrangulador para que mantenga una presión

constante. Este método no funciona, a menos que la manifestación sea toda o mayormente agua

salada; si la manifestación es gas, no hay forma de mantener una presión de fondo de pozo

constante porque el gas se expande a medida que sube por el anular

Método de nivel de foso constante - método para matar un pozo en el cual se mantiene

constante el nivel de lodo en los fosos mientras se reduce el tamaño del estrangulador y se

disminuye la velocidad de la bomba. No es efectivo porque la presión de revestimiento aumenta

hasta el punto donde se pierden las rupturas de formación o de revestimiento y el control del

pozo.

Fase continua - Fase del fluido que rodea completamente la fase dispersa que puede ser coloides,

petróleo, etcétera.

Corrosión - alteración química adversa sobre un metal o la pérdida de metal por aire, humedad o

químicos; usualmente se forma un óxido.

Cráter - Formación de una cavidad en forma de túnel en la parte superior del agujero como

resultado de un reventón, u ocasionalmente causada por un derrumbe.

Sección acanalada - Acople utilizado para cruzar sobre varios tipos de conexiones roscadas;

también, dispositivo utilizado en herramientas de empacado de grava, que permite que los fluidos

crucen desde la tubería al anular, o viceversa.

Punto de cristalización - Temperatura a la cual la Sal en un líquido se vuelve insoluble, forma

cristales y puede asentar la solución, dando como resultado un líquido con menor gravedad

específica (g.v.). En algunos casos el líquido puede solidificarse.

Cortes - Pequeñas piezas de formación que son el resultado de cortes, raspado y/ o aplastamiento

de parte de la broca.

Empacador de copa - dispositivo colocado en el vástago del taladro que se baja dentro de un pozo

para permitir llevar a cabo una prueba de presión del revestimiento y de los preventores de

reventones. El dispositivo sellador tiene forma de copa y es por esto que se llama copa.

Prueba de copa - también llamada prueba de empacador.

Elementos tipo copa - Sellos de caucho que se energizan únicamente mediante presión, no

mediante fuerza mecánica; tapones y herramienta de lavado.

Ciclón - Dispositivo para la separación de varias partículas de un fluido de perforación, más

comúnmente utilizado como desarenador. El fluido se bombea de manera tangencial dentro de un

cono y la rotación del fluido proporciona suficiente fuerza centrífuga como para separar las

partículas por peso.

Glosario

D

Darcy - Unidad de permeabilidad.

Desespumante - cualquier sustancia utilizada para reducir o eliminar la espuma mediante la

reducción de la tensión superficial. Compare con Anti-espumante.

Degasificador - Equipo que remueve el gas no deseado de un líquido, especialmente del fluido de

perforación/ fluido de completamiento. Es una nave que utiliza reducción de presión y/ o inercia

para separar gases atrapados de las fases líquidas.

Deshidratación - Remoción de agua libre o combinada de un compuesto.

Deposición – Literalmente, "acostado", hace referencia al método mediante el cual los sedimentos

alcanzan su posición en una formación geológica.

Densidad - Materia medida como masa por unidad de volumen, expresada en libras por galón

(lb/gal), kilogramos por litro (kg/l) y libras por pie cúbico (lb/pie3). La densidad se llama

comúnmente "peso".

Desarenador - dispositivo basado en hidro-ciclón de remoción de sólidos para separar arenas o

cieno del lodo.

Diámetro - Distancia a través de un círculo, medida por el centro. En la medición de diámetro de

tubería, el diámetro interior (ID) es el diámetro del círculo interior, y el diámetro exterior (OD) es

el diámetro del círculo formado por la superficie exterior del tubo.

Presión diferencial - Diferencia de presión entre la cabeza hidrostática de la columna de fluido de

perforación y la presión de formación en una profundidad dada en el agujero. Puede ser positiva,

cero, o negativa, con respecto a la cabeza hidrostática.

Pegadura por presión diferencial (pared) - Pegadura que ocurre porque parte de la sarta de

perforación (usualmente los collares del taladro) quedan embebidos en el enjarre del filtro, dando

como resultado una distribución no uniforme de la presión alrededor de la circunferencia de la

tubería. Las condiciones esenciales para la pegadura requieren una formación permeable y una

presión diferencial.

Perforación direccional - Desviación intencional de un agujero de pozo de la vertical. Aunque los

agujeros de pozo normalmente se perforan verticalmente, algunas veces es necesario o ventajoso

perforar a un ángulo desde la vertical. La perforación direccional controlada hace posible alcanzar

áreas sub-superficie lateralmente remotas del punto donde la broca ingresa a la tierra. Involucra el

uso de turbobrocas, Dyna-Drills, whipstocks u otras herramientas deflectoras.

Dispersante - cualquier químico que promueva la dispersión de la fase de dispersión.

Fase de dispersión - fase dispersa (sólida líquida o gaseosa) de una dispersión. Las partículas están

divididas finamente y completamente rodeadas por la fase continua.

Glosario

Desplazamiento - volumen de acero en el tubular y dispositivos insertados y/ o retirados del

agujero del pozo.

Disociación - División de un compuesto o un elemento en dos o más moléculas simples, átomos o

iones. Se aplica usualmente al efecto de la acción del calor o solventes sobre substancias disueltas.

La reacción es reversible y no es tan permanente como la descomposición; es decir, cuando se

remueve el solvente, los iones se recombinan.

Desviador - dispositivo conectado a la cabeza del pozo o al elevador marino para cerrar el acceso

vertical y dirigir cualquier flujo hacia una línea lejos de la torre. Se utiliza a menudo para controlar

reventones de pozo que se encuentran a profundidades relativamente pequeñas y para proteger

torres flotantes durante reventones dirigiendo el flujo lejos de la torre. La línea de desvío puede

llamarse "línea blooie".

Pata de perro - "Codo" causado por un cambio brusco de dirección en el agujero del pozo.

Abatimiento - Disminución en la presión, usualmente referida a la diferencia de presión entre una

formación productora y la tubería de producción dentro de la cual produce.

Cuello del taladro - Tubo pesado de paredes gruesas, usualmente de acero, utilizado entre la

tubería del taladro y la broca en el vástago del taladro para proporcionar peso y/ o efecto de

péndulo al vástago del taladro.

Lodo o fluido de perforación - Fluido circulante utilizado en perforación rotatoria para llevar a

cabo cualquiera o todas de varias funciones requeridas en la operación de perforación.

Tubería del taladro - Tubería de paredes pesadas utilizada como sarta de trabajo.

Presión de tubería del taladro - Cantidad de presión ejercida dentro de la tubería del taladro

como resultado de la presión circulante, el ingreso de presión de la formación dentro del pozo, o

ambos.

Medidor de presión de la tubería del taladro - indicador que se monta sobre el sistema de

circulación de lodos para medir la cantidad de presión en el vástago del taladro.

Válvula de seguridad de la tubería del taladro - Válvula esencial de apertura completa, localizada

sobre el piso de la torre con roscas para ajustarse a la tubería del taladro en uso. Esta válvula se

utiliza para cerrar la tubería del taladro y evitar el flujo.

Prueba de vástago de taladro (DST) - Prueba para determinar si se ha encontrado petróleo y/ o

gas en cantidades comerciales en el agujero del pozo.

Perforable - Hace relación a los empacadores y otras herramientas dejadas en el agujero del pozo

para romper las más tarde mediante la broca del taladro. El agujero perforable está hecho de

hierro fundido, aluminio, plástico u otro material suave y quebradizo.

Empacador forzado perforable - Empacador permanente, perforable por naturaleza, capaz de

presiones de trabajo extremas, para trabajo remedial; con una válvula de control de flujo positivo.

Métodos del perforador - método para manifestaciones de pozo que involucra dos circulaciones

completas y separadas; la primera ventila la manifestación fuera del pozo y la segunda circula lodo

más pesado a través del agujero del pozo.

Glosario

Fluido/lodo de perforación - Fluido circulante utilizado en perforación rotatoria para llevar a cabo

cualquiera o todas las diversas funciones requeridas en la operación de perforación. Una función

es forzar cortes fuera del agujero del pozo hasta la superficie. Mientras que una mezcla de arcilla,

agua y otros aditivos químicos es el fluido de perforación más común, también pueden perforarse

pozos utilizando al aire, gas o agua como fluido de perforación. También llamado fluido circulante.

Carrete de perforación - conexión de la pila BOP que tiene ambos extremos equipados con bridas.

Usualmente tiene el mismo diámetro que el preventor de reventones. Puede o puede no tener

salidas laterales para conectar líneas auxiliares. Un accesorio utilizado como espaciador en el

equipo de cabeza de pozo. Proporciona espacio entre varios dispositivo de cabeza de pozo (como

los preventores de reventones) de manera que puedan suspenderse dispositivos en el vástago del

taladro (como junta de herramientas).

Completamiento dual - Pozo único que produce desde dos formaciones separadas al mismo

tiempo. La producción de cada zona está separada corriendo dos sartas de tubería con

empacadores dentro de una única sarta de revestimiento de producción, o puede correrse una

sarta de tubería con un empacador a través de una zona mientras que la otra produce a través del

anular. En un completamiento dual miniaturizado, dos sartas de revestimiento de 4 ½ pulgadas o

menores se corren y se cimentan en el mismo agujero de pozo.

Válvula muñeco - válvula colocada en un mandril de levantamiento de gas para bloquear la

comunicación del anular con la tubería.

Dinámica - Estar activo o en movimiento; opuesto a estática.

E

Emulsificante o agente emulsificante - Sustancia utilizada para producir una emulsión de dos

líquidos que no se mezclan. Los emulsificantes pueden dividirse, según su comportamiento, en

agentes iónicos y no iónicos. Los tipos iónicos pueden dividirse a su vez en aniónicos, catiónicos y

anfotéricos, dependiendo de la naturaleza de los grupos de iones activos.

Emulsión - mezcla líquida heterogénea sustancialmente permanente de dos o más líquidos que

normalmente no se disuelven entre ellos, sino que se mantienen en suspensión o dispersión, uno

en el otro, mediante agitación mecánica o, más frecuentemente, mediante la adición de pequeñas

cantidades de sustancias conocidas como emulsificantes. Las emulsiones pueden ser mecánicas,

químicas, o una combinación de ambas. Pueden ser del tipo aceite en agua o agua en aceite.

Densidad circulante equivalente (ECD) - Suma de la presión ejercida por la cabeza hidrostática del

fluido, sólidos perforados y pérdidas de presión de fricción en el anular dividido por la profundidad

de interés y por 0.052, si se va a expresar la ECD en libras por galón (lb/gal).

Glosario

ESD - Apagado de emergencia, sistema automatizado de la plataforma para cerrar un SCSSV y/ o

un SSV.

Etano - Hidrocarburo ligero, C2H6, encontrado en el gas natural. Es gaseoso a condiciones

atmosféricas.

F

Falla - Término geológico que denota una ruptura en la formación, hacia arriba o hacia abajo, en el

estrato sub-superficie. Las fallas pueden afectar significativamente los programas de lodo y

revestimiento del área.

Llenado del agujero - Bombeo de fluido dentro del agujero del pozo a medida que se saca la

tubería para mantener el nivel de fluido dentro del revestimiento cerca de la superficie. El

propósito es evitar el peligro de un reventón, intrusión de agua, y/ o derrumbe del agujero del

pozo, por ejemplo, a medida que se saca la tubería.

Línea de llenado - Línea a través de la cual se adiciona fluido al agujero.

Enjarre de filtro – 1. Sólidos de lodo depositados por filtración sobre la pared permeable del

agujero del pozo mediante el fluido de perforación. 2. Sólidos suspendidos que se depositan sobre

un medio poroso durante el proceso de filtrado.

Espesor del enjarre de filtro - Medición de los sólidos depositados sobre papel de filtro en 32avos

de pulgada durante una prueba de filtro API de 30 minutos. Ver Espesor de Enjarre. En ciertas

áreas, el espesor del enjarre de filtro es una medida de los sólidos depositados sobre papel de

filtro durante 7 ½ minutos.

Filtrado - Líquido que se fuerza a través de un medio poroso durante el proceso de filtración.

Presión de circulación final - Presión de tubería de taladro requerida para circular a la tasa

seleccionada para matar el pozo, ajustada para aumentar la densidad del fluido de perforación

para matar por encima de la densidad de fluido de perforación original; utilizado a partir del

momento en que el fluido de perforación alcanza el fondo de la sarta del taladro hasta que se

terminan las operaciones para matar el pozo o se efectúa un cambio bien sea en la densidad del

fluido de perforación para matar, o en la tasa para matar el pozo.

Operaciones de pesca - operaciones en la torre con el propósito de recuperar secciones de

tubería, juntas, desperdicios u otros elementos obstructores que están atorados o porque se

dejaron caer en el agujero.

Invertido - cuando ocurre lo contrario de lo que se pretendía en un fluido de perforación. En una

emulsión agua en aceite invertida, se dice que la emulsión está invertida cuando se invierten las

fases continua y dispersa.

Floculación - asociación suelta de partículas en grupos ligeramente unidos, asociación no paralela

de plaquetas de arcilla. En suspensiones concentradas, tales como los fluidos de perforación, la

floculación da como resultado gelación. En algunos fluidos de perforación, la floculación puede ser

seguida de una precipitación irreversible de coloides y ciertas otras substancias del fluido, por

ejemplo, rocas rojas.

Glosario

Fluido - Sustancia que asume fácilmente la forma del contenedor en el cual se coloca. El término

incluye tanto líquidos como gases.

Pérdida de fluido - medición de la cantidad relativa de fluido perdido (filtrado) a través de

formaciones permeables o membranas cuando el fluido de perforación se somete a diferencia de

presión.

Formación - Depósito compuesto a todo lo largo de sustancialmente los mismos tipos de roca;

Una unidad litológica. Cada formación diferente recibe un nombre, frecuentemente como

resultado del estudio de la aparición de la formación en la superficie y algunas veces con base en

fósiles encontrados en la formación.

Rompimiento de formación - Evento que ocurre cuando la presión del agujero del pozo es de

magnitud tal, que la formación expuesta no resiste las presiones aplicadas.

Competencia de formación (integridad de formación) - Capacidad de la formación para resistir la

presión aplicada.

Prueba de competencia de la formación (prueba de integridad de la formación) - aplicación de

presión mediante la superimposición de presión de superficie sobre una columna de fluido para

determinar la capacidad de una zona sub-superficie de resistir una cierta presión hidrostática.

Daño de la formación a la productividad del pozo, como resultado de la invasión dentro de la

formación de partículas de lodo o filtrados de lodo.

Fluido de formación - fluido (como gas, petróleo o agua) que existe en una formación de roca de

sub-superficie.

Presión de fractura de la formación - . A la cual se romperá la formación a partir de la presión en

el agujero del pozo.

Presión de formación - Fuerza ejercida por los fluidos en una formación, registrados en el agujero

al nivel de la formación con el pozo cerrado. También se llama presión de yacimiento o presión

estática de fondo de pozo.

Prueba de formación - Recolección de datos sobre una formación para determinar su

productividad potencial antes de instalar revestimiento en un pozo. El método convencional es la

prueba de vástago de taladro. En el vástago del taladro se incorporan herramientas de prueba

tales como un empacador, válvulas o puertos que pueden abrirse y cerrarse de la superficie y un

dispositivo registrador de presión. Se baja la herramienta al fondo sobre una sarta de tubería de

taladro y se coloca el empacador, aislando la formación que se va a probar de las formaciones por

encima y se soporta la columna de fluido por encima del empacador para purgarlo dentro de la

tubería de taladro, exponiendo gradualmente la formación a presión atmosférica y permitiendo

que el pozo produzca a la superficie, donde pueden muestrearse e inspeccionarse los fluidos del

pozo.

Glosario

G

Galena - Sulfuro de plomo (PbS). Se usan grados técnicos (gravedad específica alrededor de 7)

para aumentar la densidad de los fluidos de perforación a puntos imprácticos o imposibles con

barita.

Gas - Un fluido, sustancia comprimible que llena completamente cualquier contenedor en el cual

esté confinada, siendo su volumen dependiente de la presión ejercida sobre el contenedor.

Hidrato de gas - Mezcla sólida tipo hielo de un gas en un líquido acuoso. Se forma más fácilmente

a presiones altas y temperaturas bajas. Normalmente se asocia con perforación de aguas

profundas o ubicaciones árticas.

Levantamiento por gas - proceso de elevar o levantar fluidos desde un pozo mediante la inyección

de gas por el pozo a través de la tubería, o a través del anular de tubería revestimiento. El gas

inyectado airea el fluido para que ejerza menos presión que la de la formación;

consecuentemente, la presión más alta de la formación fuerza del fluido fuera del agujero del

pozo. Puede inyectarse gas de manera continua o intermitente, dependiendo de las condiciones

de producción en el pozo y del arreglo del equipo de levantamiento por gas.

Válvula de levantamiento por gas - dispositivo de levantamiento artificial mediante el cual el gas

anular inyectado ingresa en la válvula, pasando dentro de la sarta de tubería para reducir la cabeza

hidrostática.

Gas arena - Estrato de arena o arenisca porosa a partir de la cual se obtiene el gas natural.

Lodo de corte de gas - Lodo de perforación que contiene gas de la formación que le confiere una

textura característicamente floja. Cuando no se libera el gas que contiene antes de que el fluido

retorne al pozo, el peso densidad de la columna de fluido se reduce. El lodo de corte de gas es

señal de una formación con potencial para fluir y/ o reventar, y como tal, debe tratarse como un

signo de advertencia de presión de formación cambiante.

Proporción gas-petróleo - medida del volumen del gas producido con el petróleo; expresado en

pies cúbicos por barril, o en metros cúbicos por tonelada métrica, o en metros cúbicos por metro

de corte.

Empaque - un material (como papel, corcho, asbesto o caucho) utilizado para sellar dos superficies

esencialmente estacionarias.

Gel – 1. Estado semisólido, gelatinoso, asumido por algunas dispersiones coloidales en reposo.

Cuando se agita, el gel regresa a un estado fluido. 2. Término utilizado para designar arcillas

altamente coloidales, con alto punto de elasticidad, que otorgan viscosidad, tales como la

bentonita añadida como relleno y/ o para reducir el peso de la lechada.

Gelación – Asociación de partículas para formar una estructura continua.

Gelado - Jerga de campo petrolero que usualmente hace referencia a cualquier fluido con alta

resistencia de gel, y/ o propiedades altamente viscosas. A menudo se trata de un estado de

floculación severa.

Glosario

Resistencia de gel - Medida de la capacidad de un coloide para desarrollar y retener una forma de

gel. La resistencia de gel, o resistencia cortante, de un lodo de perforación determina su capacidad

para mantener sólidos en suspensión. Algunas veces la bentonita y otras arcillas coloidales se

adicionan al fluido de perforación para aumentar su resistencia de gel.

Gravedad, Específica - El peso de un volumen particular de cualquier substancia comparada con el

peso de un volumen igual de agua a una temperatura de referencia. Para los gases, usualmente se

toma el aire como sustancia de referencia.

Gumbo - Cualquier formación relativamente pegajosa, como la arcilla, que se encuentra en la

perforación.

Tapón Gunk – 1. Una lechada en crudo o diesel que contiene cualquiera de los siguientes

materiales o combinaciones de ellos: bentonita, cemento, atapulguita, y goma guar (nunca con

cemento). Utilizado principalmente en el combate de la circulación perdida.

H

H2S - Abreviatura para sulfuro de hidrógeno.

Colgador - dispositivo utilizado para "colgar" y/ o posicionar herramientas en el revestimiento o en

la tubería.

Cierre duro - cerrar un pozo cerrando el preventor de reventones con el estrangulador y/ o con la

válvula de la línea del estrangulador cerrada.

Derrumbe - Colapso parcial o completo de las paredes de un agujero como resultado de presiones

internas debidas principalmente a la hinchazón a partir de hidratación o presiones de gas de la

formación.

Lodo de pH alto - Fluido de perforación con un rango de pH por encima de 10.5. Lodo con alta

alcalinidad.

Hidrato - sustancia que contiene agua combinada en la forma molecular (tal como CaS4 – 2H2O).

Sustancia cristalina que contiene agua de cristalización. También se emplea como abreviatura para

“hidrato de gas”.

Hidratación - la acción de una sustancia de tomar agua por medio de la solución y/ o adsorción.

Ácido clorhídrico - Compuesto ácido comúnmente utilizado para acidizar; mediante la mezcla de

gas de cloruro de hidrógeno en agua; también conocido como ácido muriático. El símbolo químico

es HCL.

Sulfuro de hidrógeno - compuesto gaseoso, H2S, de sulfuro e hidrógeno, comúnmente hallado en

el petróleo, que despide el olor desagradable de las fracciones ácidas del petróleo. Tiene una

gravedad específica de 1.189 y es extremadamente venenoso y corrosivo.

Cabeza hidrostática - Presión ejercida por una columna de fluido, usualmente expresada en libras

por pulgada cuadrada. Para determinar la cabeza hidrostática a una profundidad dada en psi,

multiplique la profundidad en pies por la densidad en libras por galón por 0.052.

Glosario

Presión hidrostática - Fuerza ejercida por un cuerpo de fluido el descanso; la presión hidrostática

aumenta directamente con el peso y la profundidad del fluido. En perforación, el término hace

referencia a la presión ejercida por el fluido de perforación en el agujero del pozo.

I

IADC - Asociación Internacional de Contratistas de Perforación, anteriormente en la Asociación

Americana de Contratistas de Perforación de Pozos de Petróleo (AAODC).

Impermeable - Previene el paso de un fluido. Una formación puede ser porosa y a la vez

impermeable si hay una ausencia de pasajes de conexión entre los vacíos dentro de ella.

Influjo - Ingreso no programado, no deseado de agua, gas, petróleo u otro fluido de formación del

agujero del pozo. Ocurre porque la presión ejercida por la columna de fluido de perforación no es

lo suficientemente grande como para superar la presión ejercida por los fluidos en la formación

perforada. Si no se toma una acción pronta para controlar el influjo o matar el pozo, ocurrirá un

reventón.

Lodo inhibido - Fluido de perforación que tiene una fase acuosa con una composición química que

tiende a retardar e incluso evitar (inhibir) una hidratación apreciable (hinchazón) o dispersión de

las arcillas de formación y de los esquistos a través de medios químicos y/ o físicos.

Presión de circulación inicial - presión de tubería de taladro requerida para circular inicialmente a

la tasa para matar pozos seleccionada, mientras mantiene la presión de revestimiento en la

válvula de cierre; numéricamente igual a la presión circulante de la tasa para matar pozos más la

presión de cierre en tubería de taladros.

Dentro del preventor de reventones - Válvula instalada en el vástago del taladro para prevenir un

reventón dentro del vástago. El flujo es posible únicamente hacia abajo, permitiendo bombear

lodo hacia adentro, pero evitando cualquier flujo de regreso al vástago. También llamado

Preventor de reventones interno (IBOP).

Sarta intermedia de revestimiento - Sarta de revestimiento colocada en un pozo después del

revestimiento de superficie; llamada algunas veces revestimiento de protección. Su propósito es

evitar derrumbes en el agujero, y algunas veces sostener una tira fuerte de tubo para conectar

preventores de reventones.

Aceite Invertido - Lodo de Emulsión - Una emulsión invertida es una emulsión agua en aceite,

donde agua dulce o agua salada es la fase dispersa, y diesel, crudo, o algún otro aceite es la fase

continua. El agua aumenta la viscosidad y el aceite reduce la viscosidad.

Glosario

J

Ranura-J - tipo de mecanismo en empacador/ herramientas, en el cual la rotación de la tubería

mueve el mandril de la herramienta a través de una serie de movimientos, similares a la letra J,

para colocar y liberar la herramienta.

Percusor de perforación – 1. Dispositivo mecánico utilizado para impartir un golpe a una

herramienta de golpeo. 2. Una herramienta de percusión operada mecánica o hidráulicamente

para dar un fuerte golpe de martillo a objetos en el agujero del pozo. Los precursores de

perforación se utilizan para liberar objetos atascados en el agujero o para soltar tubería o tubos

del taladro que están colgados. Los golpes pueden darse hacia abajo o hacia arriba. El percusor de

perforación se controla en la superficie. Aplicar un fuerte golpe al vástago del taladro, utilizando

un percusor de perforación.

Lavado de chorro - Proceso de remover periódicamente una porción de agua, lodo y/ o sólidos de

los fosos, usualmente mediante bombeo a través de un arreglo de boquilla de chorro.

K

Asiento clave - Sección de un agujero, usualmente de desviación anormal y de formación

relativamente suave que se ha erosionado o se ha gastado por la tubería de taladro a un tamaño

menor que las juntas de herramienta o los collares. Esta configuración tipo agujero de llave

permitirá ahora que esos miembros pasen cuando se está sacando tubería del agujero.

Manifestación - Entrada no programada, no deseada de agua, gas, petróleo u otro fluido de

formación en el agujero del pozo. Ocurre porque la presión ejercida por la columna de fluido de

perforación no es lo suficientemente grande como para superar la presión ejercida por los fluidos

en la formación perforada. Si no se toma una acción pronta para controlar la manifestación o si no

se mata el pozo, ocurrirá un reventón.

Matar – 1. En perforación/ servicio de pozos, prevenir la amenaza de un reventón tomando las

medidas preventivas apropiadas (por ejemplo, cerrar el pozo con los preventores de reventón,

circular la manifestación y aumentar el peso del fluido de perforación/ completamiento/

workover). 2. En producción, detener la producción de un pozo de petróleo y gas, de manera que

pueda procederse con el reacondicionamiento del pozo.

Matar un pozo - Llevar un pozo bajo control cuando está reventando. Procedimiento de circular

agua y lodo en un pozo completado antes de comenzar con las operaciones de servicio de pozo.

Fluido de peso para matar pozo (KWF) - Peso unitario, por ejemplo, libras por galón (lb/gal),

seleccionado para el fluido a utilizar para contener una formación que manifiesta.

Línea para matar - Línea de alta presión que conecta la bomba de lodos y el conjunto de preventor

de reventones a través del cual puede bombearse fluido dentro del agujero para reducir la presión

del pozo mientras se cierran los preventores.

Tasa de matar - Una tasa predeterminada de fluido circulante, expresada en volumen de fluido

por unidad de tiempo, que se utiliza para circular bajo condiciones de manifestación; la tasa de

matar es usualmente alguna fracción seleccionada de la tasa de circulación utilizada mientras se

perfora.

Glosario

L

Flujo laminar - Elementos del fluido que fluye a lo largo de formas fijas, paralelos a las paredes del

canal de flujo. En el flujo laminar, el fluido se mueve en placas o secciones con una velocidad

diferencial a través del frente que varía desde cero en la pared hasta un máximo hacia el centro

del flujo. El flujo laminar es la primera etapa de flujo en un fluido newtoniano; es la segunda etapa

en un fluido Bingham plástico.

Prueba de fugas - Aplicación de presión mediante la superposición de una presión superficial

sobre una columna de fluido para determinar la presión a la cual la formación expuesta acepta

todo el fluido.

Mandriles de asegurado – Herramientas slickline con deslizadores y tazones de caucho para

contener la presión y tubería de empacado en pozos que no están equipados con niples de

aterrizado.

Registro - Proceso para medir las propiedades físicas y químicas de la formación y de los fluidos de

formación.

Niple de aterrizado – Sub para aterrizar dentro de herramientas de tubería, tales como tapones,

medidores de flujo, herramientas de registro, etc.

Material de circulación perdida (LCM) - Sustancia añadida a lechadas de cemento o lodo de

perforación para prevenir la pérdida de cemento o lodo a la formación.

Circulación perdida - Pérdida de cantidades de lodo entero a una formación, usualmente en capas

cavernosos, fisuradas o muy permeables, evidenciado porque todo o parte del lodo deja de

regresar a la superficie a medida que se circula en el agujero. La circulación perdida puede llevar a

un reventón y en general, reduce la eficiencia en la operación de perforación. También se llama

retornos perdidos.

Retornos perdidos - circulación perdida causada por fluido de perforación que pasa desde el

agujero a una formación porosa, fracturada o cavernosa. También se llaman circulación perdida.

Aditivos de circulación perdida - materiales añadidos al lodo para controlar o prevenir la

circulación perdida. Estos materiales se adicionan en diferentes cantidades y se clasifican como

fibra, hojuela, o granular.

Lodos bajos en sólidos - designación dada a cualquier tipo de lodo donde aditivos de alto

desempeño, por ejemplo, CMC, se han sustituido parcialmente o por entero por arcillas

comerciales o naturales. Para una viscosidad y densidad comparable (adicionados con barita), un

lodo bajo en sólidos tendrá un contenido más bajo en porcentaje por volumen de sólidos.

Pila de lubricador - Dispositivo de superficie utilizado en operaciones slickline para mantener la

línea lubricada y que proporciona grasa para control de presión.

Glosario

M

Mandril – 1. Barra cilíndrica, o eje alrededor del cual se arreglan o conectan otras partes, o que se

ajusta dentro de un cilindro o tubo. 2. El miembro que contiene la presión de un empacador;

también es el componente utilizado para transferir la energía dentro de los deslizadores; también,

es un miembro que localiza una válvula de levantamiento de gas.

Múltiple - Sistema complementario de tubería de un sistema de tubería principal (u otro

conductor) que sirve para dividir el flujo en varias partes, para combinar varios flujos en uno, o

para redirigir un flujo a cualquiera de varios destinos posibles.

Marsh Funnel - Instrumento utilizado en la determinación de la viscosidad Marsh Funnel. El Marsh

Funnel es un contenedor con un orificio fijo en la parte inferior, de manera que cuando está lleno

con 1500 cm³ de agua limpia, 1 qt (946 mililitros) fluirá en 26 +/- segundos. Para que salgan 1000

cm³, el tiempo de fluido del agua es 27.5 +/- segundos.

Viscosidad Marsh Funnel - Comúnmente llamada viscosidad funnel. La viscosidad Marsh Funnel se

reporta como el número de segundos requeridos para que 1 qt de un fluido dado fluya a través del

Marsh Funnel. En algunas áreas la cantidad fluida entre 1000 cm³.

Matriz - patrón de grano en una roca o formación.

Mecanismos - forma en la cual ocurre algo. En nuestra industria usualmente nos referimos a

mecanismos de daño de formación, la forma en que se daña una zona productora de petróleo.

Metano - hidrocarburo parafínico ligero, gaseoso, inflamable, CH4, con punto de ebullición de -

258°F, que es el componente principal del gas natural y constituye un importante hidrocarburo

básico para la fabricación petroquímica.

Migración – 1. Movimiento de hidrocarburos desde el área en la cual se formó hasta una roca

yacimiento donde puede acumularse. 2. Movimiento de una zona a otra.

Milidarcy – 1/1000 darcy.

MMS - Servicio de Gestión Mineral, división del Departamento del Interior que regula las

actividades OCS.

Lodo - fluido de perforación de base agua o aceite cuyas propiedades han sido alteradas por

sólidos, comerciales y/ o nativos, disueltos y/ o suspendidos. Se usa para circular cortes y para

muchas otras funciones durante la perforación de un pozo. Lodo es el término más comúnmente

dado a los fluidos de perforación.

Adictivo para lodos - Cualquier material añadido a un fluido de perforación para lograr un

propósito particular.

Densidad del lodo - Peso por unidad de volumen de fluido de perforación, usualmente expresado

en libras por galón o en libras por pie cúbico.

Glosario

Indicador de flujo de lodo - Dispositivo que mide continuamente y que registra el volumen de lodo

que regresa del anular y que fluye por la línea de retorno de lodo. Si el lodo no fluye a una tasa

bastante constante, puede haber ocurrido una manifestación.

Separador lodo gas - Dispositivo que separa el gas del lodo que viene de un pozo cuando se está

circulando una manifestación.

Registro de lodos - Método para determinar la presencia o ausencia de petróleo o gas en las

diferentes formaciones penetradas por la broca. El fluido de perforación y los cortes se prueban

continuamente a su regreso a la superficie, y los resultados de estas pruebas se correlacionan con

la profundidad de origen.

Foso de lodos - instalaciones de almacenamiento en la tierra o de acero para el sistema de lodos

de superficie. Los fosos de lodos, que varían en volumen y cantidad, son de dos tipos: de

circulación y de reserva. Las pruebas de lodos y el acondicionamiento se llevan a cabo

normalmente en el sistema de fosos de circulación.

Programa de lodos – Plan o procedimiento propuesto o que se sigue para los tipos y propiedades

de fluidos de perforación utilizados en la perforación de un pozo con respecto a la profundidad.

Algunos factores que tienen influencia sobre el programa de lodos son el programa de

revestimiento y características de formación tales como tipo, competencia, solubilidad,

temperatura, presión, etc.

Bombas de lodo - bombas en la torre utilizadas para circular fluidos de perforación.

Completamiento múltiple - arreglo para producir un pozo en el cual un agujero de pozo penetra

dos o más formaciones que contienen petróleo y que se encuentran una sobre la otra. Las sartas

de tubería se suspenden lado a lado en la sarta de revestimiento de producción, cada una tiene

una longitud diferente y cada una está empaquetada para evitar la mezcla de diferentes fluidos de

yacimiento. Entonces se produce cada yacimiento a través de su propia sarta de tubería.

N

Arcillas naturales - Las arcillas naturales, a diferencia de las arcillas comerciales, son arcillas que se

encuentran cuando se perforan diferentes formaciones. El punto de elasticidad de esas arcillas

varía mucho y pueden o no incorporarse a propósito dentro del sistema de lodos.

Cemento Noat - Lechada compuesta de cemento Portland y agua.

Nipple-up - En perforación, ensamblar la pila del preventor de reventones sobre la cabeza del

pozo en la superficie.

Nitrógeno - Gas inerte (NO2) utilizado para limpiar pozos.

Presión normal - Presión de formación igual a la presión ejercida por una columna vertical de agua

con salinidad normal para el área geográfica.

Glosario

O

Lodo de base aceite - El término "lodo de base aceite" se aplica a un tipo especial de fluido de

perforación donde el aceite es la fase continua y el agua la fase dispersa. El lodo de base aceite

contiene asfalto y usualmente de 1 a 5% de agua emulsionada en el sistema con soda cáustica y un

ácido orgánico. También pueden estar presentes silicatos, sales y fosfatos. Los lodos de base

aceite se diferencian de los lodos de emulsión invertida (ambos, emulsiones agua en aceite) por

las cantidades de agua utilizada, el método para controlar la viscosidad y las propiedades

tixotrópicas, los materiales constructores de pared y la pérdida de fluido.

Agujero abierto – 1. Cualquier agujero de pozo en el cual no se ha instalado revestimiento. 2.

Agujero abierto o revestido en el cual no hay tubería de taladro ni tubería suspendida.

Contenido de aceite - Contenido de aceite de cualquier fluido de perforación es la cantidad de

aceite en volumen-porcentaje.

Lodo de emulsión aceite en agua - Comúnmente llamado "lodo emulsión". Cualquier lodo

convencional o especial basado en agua al cual se ha añadido aceite. El aceite se convierte en la

fase dispersa y puede emulsionarse en el lodo bien sea de forma mecánica o química.

Completamiento de agujero abierto - Método para preparar un pozo para producción en el cual

no se coloca revestimiento contra la formación productora. Los fluidos del yacimiento fluyen sin

restricciones dentro del agujero abierto del pozo. Un completamiento de agujero abierto se ha

utilizado de manera limitada en situaciones bastante especiales. También se llama

completamiento descalzo.

Proporción de apertura - Proporción entre la presión requerida para abrir el preventor y la presión

del pozo debajo de los arietes.

Operador - La persona o compañía, bien sea propietaria o arrendataria, que opera realmente un

pozo de petróleo o una concesión.

Sobrebalance - Cantidad mediante la cual la presión ejercida por la cabeza hidrostática de fluido

en el agujero del pozo, excede la presión de la formación.

Sobrecarga – 1. Presión de la corteza terrestre sobre una formación. Para propósitos prácticos,

usualmente puede considerarse como una psi por pie de profundidad. 2. Estrato de rocas que yace

por encima del estrato de interés en la perforación.

P

Empacador - Pieza de equipo de fondo de pozo que consiste en un dispositivo de sello, un

dispositivo de sostenimiento o colocación de un pasaje interior para los fluidos; se utiliza para

bloquear el flujo de fluidos a través del espacio anular entre la tubería y la pared del agujero del

pozo sellando el espacio entre ellos. Usualmente se hace en la sarta de tubería a alguna distancia

por encima de la zona de producción. Un elemento de sellado se expande para evitar que el fluido

fluya, excepto a través del agujero interior del empaque y dentro de la tubería. Los empacadores

se clasifican según su configuración, uso y método de colocación y si son o no recuperables (es

decir, si pueden removerse cuando es necesario, o si deben molerse o perforarse y por lo tanto

destruirse).

Glosario

Fluido empacador - cualquier fluido colocado en el anular entre la tubería y el revestimiento, por

encima de un empacador. Un líquido, usualmente agua limpia inhibida o aceite inhibido, utilizado

en un pozo cuando se emplea un empacador entre la tubería y el revestimiento. Este fluido es lo

suficientemente pesado como para cortar la presión de la formación que se está produciendo, no

se endurece ni tiene asentamientos de sólidos suspendidos por largos periodos de tiempo, y no es

corrosivo.

Método de cementación con empacador - Métodos de cementación con empacador en el cual se

coloca un empacador para que forme un sello entre la sarta de trabajo (el tubo por el cual se

bombea el cemento) y el revestimiento. Otro empacador, o un tapón de cemento, se coloca por

debajo del punto que se va a cementar con empacador. Mediante la instalación de empacadores,

el punto de cementación se aísla del resto del pozo.

Tamaño de partículas - Diámetro de una partícula, que se asume esférica. (Aunque asumimos que

las partículas son esféricas, éste es rara vez el caso). El tamaño se define usualmente en micrones

(q.v.).

Partes por millón (PPM) - peso unitario del soluto por millón de pesos unitario de solución (soluto

más solvente), correspondiente al peso porcentaje, excepto que la base es un millón en lugar de

cien.

Penetración, tasa de (ROP) - La tasa en pies por hora a la cual el taladro avanza para hacer más

profundo el agujero del pozo.

Por ciento - Para peso por ciento, ver PPM. - Volumen por ciento es el número de partes

volumétricas de cualquier líquido o sólido por 100 partes volumétricas iguales del todo. Volumen

por ciento es el método más común de reportar contenidos sólidos, de aceite y agua en fluidos de

perforación.

Perforar - Atravesar la pared de revestimiento y cemento para proporcionar agujeros a través de

los cuales pueden ingresar los fluidos de la formación o para proporcionar agujeros en el

revestimiento de manera que puedan introducirse materiales en el anular entre el revestimiento y

la pared del agujero del pozo. La perforación se lleva a cabo bajando al pozo un cañón de

perforado, o perforador, que dispara eléctricamente balas o cargas desde la superficie.

Cañón de perforación - Dispositivo explosivo equipado con cargas o balas que se baja hasta la

profundidad deseada en un pozo y se dispara para crear agujeros penetrantes en el revestimiento,

la cementación y la formación.

Perforación - Agujero hecho en el revestimiento, en el cemento y en la formación a través del cual

los fluidos de la formación pueden ingresar en un agujero de pozo. Usualmente se hacen varias

perforaciones al mismo tiempo.

Permeabilidad – 1. Medida de la facilidad o capacidad de una roca para transmitir un fluido bajo

condiciones de flujo laminar en la que los fluidos fluyen a través de una roca porosa. La unidad de

permeabilidad es el darcy. 2. Conductividad de fluidos de un medio poroso. 3. Capacidad de un

fluido para fluir dentro de la red de poros interconectados de un medio poroso.

Glosario

pH - Abreviatura para potencial de hidrógeno. Los números pH van de 0 a 14.7, que son neutros, y

hay índices de acidez (debajo de 7), o de alcalinidad (por encima de 7) del fluido. El pH de una

solución ofrece información valiosa acerca de la acidez o alcalinidad inmediata, contrastada con la

acidez total o con la alcalinidad total (que puede ser titulada).

Ariete de tubo - Componente de sellado para un preventor de reventones con un indentado y

empacador para tubería de taladro, cuellos de taladro, o revestimiento que cierra el espacio

anular entre el tubo y el preventor de reventones o cabeza de pozo. Se necesitan arietes

separados para cada tamaño (OD) de tubería en uso.

Indicador de nivel de foso - uno de una serie de dispositivos que continuamente monitorean el

nivel del lodo de perforación en los fosos de lodo. El indicador usualmente consta de dispositivos

flotadores en los fosos de lodo, que sienten el nivel de lodo y transmiten los datos a un dispositivo

de registro y alarma (llamado grabador de volumen de foso), montado cerca de la posición de los

perforadores en el piso de la torre.

Viscosidad plástica - propiedad de flujo absoluto que indica la resistencia al flujo de ciertos tipos

de fluidos. La viscosidad plástica es una medida de la resistencia interna al flujo del fluido

atribuible a la cantidad, tipo y tamaño de sólidos presentes en un fluido dado.

Polímero - Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas de la misma clase conectadas

extremo con extremo dentro de otro compuesto que tiene los mismos elementos en la misma

proporción, pero con un peso molecular más alto y diferentes propiedades físicas.

Poro - una abertura o espacio dentro de una roca o masa de rocas, usualmente pequeño y a

menudo lleno con algún fluido (como agua, petróleo, gas, o los tres).

Presión de poro (Presión de formación) - presión ejercida por los fluidos dentro del espacio de

poro de una formación.

Porosidad - Cantidad de espacio vacío en una roca de formación, expresado como el porcentaje de

vacíos por volumen total. La porosidad absoluta se refiere al espacio total en una roca,

independientemente de si ese espacio es accesible para penetración de fluidos. La porosidad

efectiva hace referencia a la cantidad de espacios de poro conectados, es decir, el espacio

disponible para penetración de fluidos.

Libras por galón - Medida de densidad de un fluido.

PPG - Abreviatura para libras por galón.

Precipitado - Material que se separa de la solución o lechada en forma de sólido. La precipitación

de sólidos en un fluido de perforación puede seguir a la floculación o coagulación, tal como las

arcillas rojas dispersas a la adición de un agente de floculación o la precipitación química, como

remover calcio con bicarbonato o ceniza de soda en forma de carbonato de calcio.

Glosario

Presión - Fuerza que ejerce un fluido (líquido o gas) cuando se encuentra confinado de alguna

forma dentro de una nave, tubería, agujero en el piso o similar, como la ejercida contra la pared

interior de un tanque o la que ejerce el lodo de perforación sobre el fondo del agujero del pozo. La

presión se expresa a menudo en términos de fuerza por unidad de área, como libras por pulgada

cuadrada (psi).

Caída de presión - Pérdida de presión debida a la presión, a medida que un fluido pasa a través de

un oleoducto o nave.

Gradiente de presión - Cambio de presión con la profundidad, expresado usualmente como libras

por pulgada cuadrada por pie. Escala de diferencias de presión en la cual hay una variación

uniforme de la presión de punto a punto.

Tiempo transcurrido de presión (PLT) - Tiempo que toma reflejar un cambio en la presión en el

medidor de la tubería del taladro (normalmente) después de hacer un ajuste al estrangulador. Éste

puede medirse antes de perforar la zapata después de un trabajo de cemento.

Pérdida de presión – 1. Reducción en la cantidad de fuerza que ejerce un fluido contra una

superficie; usualmente ocurre porque el fluido se mueve contra la superficie. 2. Cantidad de

presión indicada por un medidor de presión de la tubería de taladro cuando el fluido de

perforación se está circulando mediante la bomba de lodos. Las pérdidas de presión ocurren a

medida que se circula el fluido.

Oleada de presión - Aumento súbito, usualmente de corta duración en la presión. Cuando se corre

tubería o revestimiento dentro de un agujero con demasiada velocidad, el resultado es un

aumento en la presión hidrostática, que puede ser lo suficientemente grande como para crear

circulación perdida.

Empacador de producción - Cualquier empacador diseñado para crear un sello entre la tubería y el

revestimiento durante la producción.

Q

Renunciar - Algo con lo que los trabajadores de campos petroleros siempre amenazan, pero que

rara vez hacen.

R

Ariete - Componente de cierre y sellado en un preventor de reventones. Puede instalarse uno de

tres tipos – de tubo, ciego o de corte - en varios preventores montados en una pila sobre el

agujero del pozo. Los arietes ciegos, cuando se cierran, forman un sello sobre el agujero que no

tiene tubería de taladro en el PRI, los ariete de corte cortan a través de la tubería de taladro y

luego forman un sello.

Tasa de corte - Tasa a la cual una acción, resultante de fuerzas aplicadas, causa o tiende a causar

que dos partes adyacentes de un cuerpo se deslicen en relación con la otra en una dirección

paralela a su plano de contacto. Comúnmente se da en RPM.

Panel remoto del estrangulador - Conjunto de controles, usualmente colocados en el piso de la

torre, que se manipulan para controlar la cantidad de fluidos de perforación que se está circulando

a través del múltiple de estrangulación. Este procedimiento es necesario cuando se circula una

manifestación fuera de un pozo.

Glosario

Estación remota - Conjunto auxiliar de controles para operar las unidades de preventor de

reventones.

Circulación reversa - Método mediante el cual el flujo normal de un fluido de perforación se

reversa circulándolo por el anular y de regreso a través de la sarta de trabajo.

Reversar - desplazar el fluido del agujero del pozo de regreso a la superficie; para desplazar

volumen de la tubería de regreso al foso.

Reología - Ciencia que trata la deformación y el flujo del agua.

Elevador - Tubo a través del cual el líquido viaja hacia arriba; tubo elevador.

Perforación rotatoria - Método de perforar pozos que depende de la rotación de una columna de

tubería de taladro en cuya parte inferior está conectada una broca. Se circula un fluido para

remover los cortes.

RTTS - Marca comercial para un empacador recuperable.

S

Saco - contenedor para químicos utilizados en fluidos de perforación.

Sal - En terminología de lodos, se asocia comúnmente con NaCl o cloruro de sodio.

Flujo de agua salada - flujo de formación de agua salada dentro del agujero del pozo.

Muestras - Cortes obtenidos para información geológica a partir del fluido de perforación a

medida que emerge del agujero. Se lavan, se secan y se etiquetan según la profundidad.

Arena - Material granular suelto, resultante de la desintegración de rocas, con mayor frecuencia,

sílica.

Lodos de agua salada - fluido de perforación que contiene sal disuelta.

Solución saturada - Una solución está saturada si contiene a una temperatura dada tanto soluto

como puede retener. A 68°F, toma 126.5 lb/bbl de sal para saturar un bbl de agua limpia.

Sedimentos - sólidos en una solución que se asientan o que se han asentado. Puede hacer

referencia al fondo de una jarra de muestra de una formación geológica en desarrollo o

desarrollada.

Colocar revestimiento - Instalación de tubería o revestimiento en un agujero del pozo.

Usualmente requiere el uso de lodo, reacondicionamiento, o al menos verificar las propiedades

del fluido de perforación.

Esquisto - roca de arcilla de grano fino con grietas tipo pizarra, que algunas veces contiene una

sustancia orgánica productora de petróleo.

Cortante (fuerza cortante) - Una acción, resultante de fuerzas aplicadas, que causa o que tiende a

hacer que dos partes contiguas de un cuerpo se deslicen en relación con la otra en una dirección

paralela a su plano de contacto.

Glosario

Fuerza cortante - Medición del valor cortante del fluido. Fuerza cortante mínima que producirá de

formación permanente. Ver Resistencia de Gel.

Dirección lateral (Sidetracking) - Perforar direccionalmente alrededor de un pescado, o lejos de

un pozo existente.

Patinar - Mover un pozo de una ubicación a otra, usualmente sobre rieles, en el que se requiere

poco desmantelamiento.

Daño de la piel - Daño de la formación, pérdida de permeabilidad y posiblemente porosidad sobre

la cara del agujero del pozo, debida a fluidos de perforación o completamiento, o a prácticas.

Velocidad de deslizamiento - Diferencia entre la velocidad angular del fluido y la tasa a la cual se

remueven los cortes del agujero.

Derrumbe - Colapso parcial o completo de las paredes de un agujero como resultado de

formaciones incompetentes, no consolidadas; ángulo alto o reposo; y mojado a lo largo de los

planos de estratos.

Camisa ranura - Camisa de completamiento que tiene ranuras cortadas en fábrica. No necesita

perforarse. Las ranuras usualmente se eligen según las medidas esperadas de control de arena.

Colocar sobre peso - Un procedimiento antes de sacar la tubería de taladro en el cual se bombea

una pequeña cantidad de lodo pesado en la sección superior para crear una columna no

balanceada. A medida que se saca la tubería, la columna más pesada en la tubería de taladro cae,

manteniendo así el interior de la tubería de taladro seca en las superficies cuando se les enrosca la

conexión.

Jabón - Sal de sodio potasio de un ácido graso de alto peso molecular. Cuando contiene algún

metal diferente del sodio o el potasio, se llaman jabones "metálicos". Los jabones se utilizan

comúnmente en fluidos de perforación para mejorar la lubricación, emulsificación, tamaño de

muestras, desespumado, etc.

Sodio - Uno de los elementos metálicos alcalinas con una valencia de 1 y un peso atómico de

aproximadamente 23. Numerosos compuestos de sodio se utilizan como aditivos para fluidos de

perforación.

Bicarbonato de sodio (NaHCO3) - Material usado ampliamente para tratar la contaminación del

cemento y ocasionalmente otra contaminación de calcio en fluidos de perforación. Es la sal de

sodio medio neutralizada de ácido carbónico.

Cloruro de sodio (NaCl) - comúnmente conocido como sal. La sal puede estar presente en el lodo

como contaminante, o puede añadirse para cualquiera de varias razones. Ver Sal.

Glosario

Concentración de sólidos - Cantidad total de sólidos en un fluido de perforación determinado

mediante destilación, incluye tanto los sólidos disueltos como los sólidos suspendidos o no

disueltos. Los sólidos suspendidos pueden ser una combinación de sólidos de gravedad específica

alta y baja y sólidos nativos o comerciales. Ejemplos de sólidos disueltos son las sales solubles de

sodio, calcio y magnesio. Los sólidos suspendidos hacen el enjarre de pared, los sólidos disueltos

permanecen en el filtrado. Los contenidos totales de sólidos suspendidos y disueltos se expresan

comúnmente como porcentaje por volumen y menos comúnmente como porcentaje por peso.

Sólidos, disueltos - Sólidos, usualmente sales en nuestra industria, pero el término no se restringe

a sales, que están disueltos en un fluido. En una salmuera hay sales disueltas que añadimos y hay

otros sólidos disueltos como el óxido de hierro, el carbonato de calcio sulfato, etc. Los números de

tipos potenciales de sales disueltas son infinitos. La cantidad total de sales disueltas se limita

mediante punto de cristalización (q.v).

Sólidos, suspendidos - Sólidos que no están disueltos y que permanecen en suspensión en un

fluido de perforación, workover o completamiento.

Solubilidad - Grado al cual se disolverá una sustancia en un solvente particular.

Soluble, agua - Indica un sólido que es soluble en agua.

Soluto - Sustancia disuelta en otra (solvente).

Solución - Mezcla de dos o más componentes que forman una fase sencilla homogénea. Ejemplo

de soluciones son sólidos disueltos en líquido, líquido en líquido, gas en líquido.

Solvente - líquido utilizado para disolver una sustancia (soluto).

Espaciador - Un volumen de líquido que puede o no contener sólidos, y que se usa para separar

dos fluidos. Un ejemplo es utilizar un espaciador entre un lodo de base agua y un lodo de base

aceite durante el desplazamiento para prevenir que se entremezclen.

Spurt Loss - filtrado inicial e invasión de lodo a medida que se deposita un enjarretado de filtro.

Exprimir - Procedimiento mediante el cual se fuerzan lechada de cemento, lodo, tapones de grasa,

etc. dentro de la formación bombeando dentro del agujero mientras se mantiene una

contrapresión, usualmente mediante el cierre de los arietes.

SSV - Válvula de seguridad de sub-superficie controlada en superficie.

Almidón - Grupo de carbohidratos presentes en muchas células de plantas. El almidón se procesa

especialmente (pregelatinizado) para utilizarlo en lodos con objeto de reducir la tasa de filtración y

ocasionalmente, para aumentar la viscosidad. Sin protección apropiada el almidón puede

fermentarse.

Glosario

Pegado - Condición en la cual la tubería de taladro, el revestimiento u otros dispositivos,

inadvertidamente se atoran en el agujero. Puede ocurrir mientras la perforación está en progreso,

mientras se corre el revestimiento en el agujero, o mientras se está levantando tubería de taladro.

Frecuentemente el resultado es un trabajo de pesca.

Presión subnormal - Presión de poro menor que la presión resultante de la presión hidrostática

ejercida por una columna vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica.

Supersaturación - Si una solución contiene una concentración más alta de un soluto en un

solvente de la que normalmente correspondería a su solubilidad a una temperatura dada, esto

constituye supersaturación. Esta es una condición inestable, ya que el exceso de soluto se separa

cuando la solución se siembra mediante la introducción de un cristal del soluto. El término

"supersaturación" se emplea frecuentemente de manera errónea para lodos de sal caliente.

Surfactante - Material que tiende a concentrarse en una interface. Utilizado en fluidos de

perforación para controlar el grado de emulsificación, agregación, dispersión, tensión interfacial,

espumado, desespumado, mojado, etcétera.

Suabeo - Cuando se retira la tubería del agujero en un lodo viscoso o si la broca está dañada, se

crea succión.

Lodo de base sintética - Sustituto ambientalmente aceptable para el lodo de base aceite.

T

Levantamiento de temperatura - Operación para determinar la temperatura a diferentes

profundidades en el agujero. Este levantamiento se emplea para encontrar la ubicación de influjos

de agua dentro del agujero, cuando existen dudas acerca del cementado apropiado del

revestimiento y por otras razones.

Tixotropía - Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel con el tiempo. Ésa

propiedad de un fluido que causa que cree una estructura de gel rígida o semirígida si se le

permite permanecer en descanso, pero que puede regresarse a un estado fluido mediante

agitación mecánica. Este cambio es reversible.

Emulsión o lodo apretado - Jerga de fluidos de perforación para describir la condición en algunos

sistemas a los cuales se ha añadido aceite y en los que el petróleo rompe y sube a la superficie.

Cualquier medio químico o mecánico que emulsifique el petróleo libre se conoce como

“apretado".

Junta de herramienta - Acople de tubo de taladro que consta de un vástago y una caja de diseños

y tamaños varios.

Torque - Medida de la fuerza o esfuerzo aplicado a un eje para hacer que éste rote. En una torre

rotatoria esto aplica especialmente a la rotación del vástago de taladro en su acción contra el

interior del agujero. Puede lograrse usualmente una reducción de torque mediante la adición de

varios aditivos al fluido de perforación.

Glosario

Profundidad total (TD) - Máxima profundidad alcanzada por la broca del taladro.

Tour - Turno de una persona en un programa ordenado. La palabra, designa el turno de un equipo

de perforación.

Degollamiento - separación en dos de una junta de tubería de taladro por fuerza excesiva aplicada

por la mesa rotatoria.

V

Velocidad – Tiempo - tasa de movimiento en una dirección y sentido dado. Es una medida del flujo

del fluido y puede expresarse en términos de velocidad lineal, velocidad de masa, velocidad

volumétrica, etcétera. La velocidad es uno de los factores que contribuyen a la capacidad portante

de un fluido de perforación.

Velocidad Critica - Aquella velocidad en el punto transicional entre tipos laminares y turbulentos

de flujo de fluidos. Este punto se presenta en el rango transicional de números de Reynolds de

aproximadamente 2000 a 3000.

Viscosidad - Resistencia interna ofrecida por un fluido al flujo. Este fenómeno es atribuible a la

atracción entre las moléculas de un líquido, y es una medida de los efectos combinados de

adhesión y cohesión con los efectos de las partículas suspendidas, y el ambiente líquido. Entre

mayor sea la resistencia, mayor será la viscosidad.

W

Enjarre de pared - Material sólido depositado a lo largo de la pared del agujero que resulta de la

filtración de la parte fluida del lodo dentro de la formación.

Lodo con base de agua - fluidos de perforación comunes y convencionales. El agua es el medio

para la suspensión de sólidos y es la fase continua, haya o no aceite presente.

Peso - En terminología de lodos, hace referencia a la densidad de un fluido de perforación.

Normalmente se expresa en lb/gal, lb/pie3 o kg/l.

Material de peso - cualquiera de los materiales de alta gravedad específica utilizados para

aumentar la densidad de los fluidos de perforación. Este material es comúnmente barita, pero

puede ser hematita, etc. En aplicaciones especiales, la caliza también se llama material de peso.

Mojado, Aceite - Indica que la superficie de un sólido tiene una capa de aceite.

Mojado, agua - Indica que la superficie del sólido tiene una capa de agua.

Mojabilidad - Indica la capacidad de la superficie de un sólido para ser revestida con un líquido.

Agente mojador - Sustancia o composición que, cuando se adiciona un líquido, aumenta la

dispersión del líquido sobre una superficie o la penetración del líquido dentro de un material.

Whipstock - Dispositivo insertado en un agujero de pozo que se utiliza para deflectar o para

perforación direccional.

Wildcat - Un pozo en un territorio no probado.

Fluido de workover - Cualquier tipo de fluido utilizado en la operación de workover de un pozo.

Glosario

Y

Producido (Yield) - Término utilizado para definir la calidad de arcilla mediante la descripción del

número de barriles de una lechada de una centipoise dada que pueden hacerse a partir de 1

tonelada de arcilla. Con base en el producido, las arcillas se clasifican como bentonita, alto

producido, bajo producido, etc.

Punto de Cedencia - En terminología de fluidos de perforación, el punto de cedencia significa el

valor de elasticidad. De los dos términos, el punto de cedencia es la expresión más comúnmente

usada.

Valor de elasticidad - El valor de elasticidad es la resistencia al flujo inicial, o representa la tensión

requerida para comenzar el movimiento de un fluido. Esta resistencia se debe a cargas eléctricas

localizadas sobre o cerca de las superficies de las partículas. Los valores de punto de elasticidad y

tixotropía, respectivamente son medidas de las mismas propiedades de fluidos bajo estados

dinámicos y estáticos.

Hoja de Datos, Método del Perforador – Occidental (Un solo Tamaño de Tubería)

1. Tubería Taladro (MD) = _____ Pies

Vol. Tub. Taladro = _________bbl

(Bbl + Rendimiento bomba) = Golpes

2. Zapata Revest. (MD) = ______ Pies

Vol. Revest por DP = ________ bbl


3. Zapata a TD (MD) = ___________ pies

Volumen Agujero Abierto = _____ Bbl


4. Volumen Anular = ____________ Bbl


5. Circulación total = _____________ Bbl


Datos Pre-registrados:

Pozo TVD = ____ Pies Pozo MD = ____ pies ; Tamaño Agujero = ____ pulgadas

Revestimiento TVD = ____ pies Revestimiento MD = ____ pies ID = ____ pulgadas

DP TVD = ____ pies : DP MD = ____ pies ; ID = ____ pulgadas ; OD = ____ pulgadas

Peso de Lodo = ____ ppg ; Peso de lodo equivalente LOT/FIT = ____ ppg

Rendimiento Bomba # 1 = ____ bbl/golpe Rendimiento Bomba # 2 = ____ bbl/golpe

Cálculos de volumen

1) Volumen DP: DI2 / ÷ 1029.4 = bbl/pie x PozoMD = bbls

____2 pulgadas ÷ 1029.4 = ____ bbl/pie x ____ pies = ____ bbls

2) Revest por Volumen DP: (ID2 – OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/pie x ZapataMD = Bbls

(____2 – ____2) ÷ 1029.4 = ______ Bbl/pie x ______ pies = _____ Bbls

3) Volumen Agujero Abierto: (ID2 – OD2) ÷ 1029.4 = Bbl/pie x Zapata a TD = Bbls

(____2 – ____2) ÷ 1029.4 = _____ Bbl/pie x ________ pies = _______ Bbls

4) Volumen Anular: Revest por Volumen DP + Volumen Agujero Abierto = Bbls

______ bbl + _______ bbl = _________bbl

5) Circulación total: Vol. DP + Revest por Volumen DP + Volumen Agujero Abierto = Bbls

_____ bbl + ______ bbl + bbl = _________ bbls

Hoja de Datos, Método del Perforador – Occidental (Sarta Cónica)

Tubería Taladro A (MD) = ___ pies

Vol. Tubería Taladro = ______ bbl

Tubería Taladro B (MD) = ___ pies

Vol. Tubería Taladro = ______ bbl

1) Total Vol DP = __________ Bbl

Total Golpes DP = _________ Golpes

Revest por DP A (MD) = ______ Pies

Revest por DP A Vol. = _______ Bbl

Revest por DP A (MD) = ______ Pies

Revest por DP A Vol. = _______ Bbl

2) Total Revest por Vol DP = _____ Bbl

Total Revest por DP golpes = ____ Golpes

Longitud Camisa = ____________ pies

3) Camisa por Vol DP = _________ Bbl

Camisa por Golpes DP = ______ Golpes

Zapata Camisa a TD (MD) = _____ Pies

4) Agujero Abto por Vol DP = ____ Bbl

Agujero Abto por Golpes DP = ___ Golpes

5) Total Vol Anular = _____ Bbl

Total Golpes Anular = _____ Golpes

6) Total Vol Circ. = _______ Bbl

Total Golpes Circ. = _______ Golpes


Pozo TVD = ____ Pies Pozo MD = ____ pies ; Tamaño Agujero = ____ pulgadas

Revestimiento TVD = _____ pies; Revestimiento MD = _____ pies; ID = ______ Pulgadas

Top Camisa TVD = _____ pies; Top Camisa MD = _____ pies; ID = ______ Pulgadas

Zapata Camisa TVD = _____ pies; Zapata Camisa MD = _____ pies

DP A TVD = _____ pies; DP A MD = _____ pies: ID = ____ Pulgadas; OD = ____ Pulgadas

DP B TVD = _____ pies; DP B MD = _____ pies: ID = ____ Pulgadas; OD = ____ Pulgadas

Peso Lodo = _____ ppg; LOT/FIT Peso equivalente lodo = _______ ppg

Rendimiento Bomba # 1 = _____ bbl/golpe; Rendimiento Bomba # 2 = _____ bbl/golpe

Cálculos de volumen:

Vol. DP A: ID2 ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x DP A MD = Bbls

____2 ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x _______ Pies = ______ Bbls

Vol. DP B: ID2 ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x DP A MD = Bbls

____2 ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x _______ Pies = ______ Bbls

1) Total Vol DP: DP A bbl + DP B bbl = _________ Bbls

Total Golpes DP: Total Vol. DP bbl ÷ Rendimiento Bomba bbl/golpe = _____ golpes

Revest. Por Vol. DP A: (ID2 – OD

2) ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x DP AMD) = Bbls

(____2

pulg – ____2 pulg) ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x ______ pies) = _____ Bbls

Revest. Por Vol. DP B: (ID2 – OD

2) ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x DP BMD) = Bbls

(____2

pulg – ____2 pulg) ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x ______ pies) = _____ Bbls

2) Total vol revest: Revest por DP A + Revest por DP B = ________ Bbls

Total golpes revest: Total Vol Revest bbl ÷ Rendimiento Bomba bbl/Golpe = ______ golpes

3) Camisa por Volumen DP B: (ID2 – OD

2) ÷ 1029.4 = Bbl/Pie x Zapata camisa a TD Pies = Bbls

(____2 – ____

2) ÷ 1029.4 = ______ Bbl/Pie x _______ Pies = _________ Bbls

Camisa por Golpes DP B: Volumen Camisa bbl ÷ Rendimiento Bomba bbl/pie = _________ golpes

4) Volumen Agujero Abierto: (ID2 – OD

2) ÷ 1029.4 = Bbl/pie x Zapata camisa a TD pies = Bbls

(____2 – _____

2) ÷ 1029.4 = ________ Bbl/pie x _________ pies = _____Bbls

5) Total Volumen Anular: Vol. Revest + Vol. Camisa + Vol. Agujero Abierto = Bbls

______ bbl + ______ bbl + ______ bbl = _________ bbl

Total Golpes Anular: Volumen Anular bbl ÷ Rendimiento bomba bbl/golpe = ____________ golpes

6) Totl Vol Circ.: Vol. DP + Vol Revest. + Vol. Camisa + Vol Agujero Abierto = Bbls

______ bbl + ______ bbl + ______ bbl + ______ bbl = _________ bbl

Total Golpes Circ.: Vol. Circ bbl ÷ Rendimiento Bomba bbl/Golpe = ___________ Golpes

Occidental - Hoja de Matar Pozos, Método del Perforador

Unidad de Negocios: ___________

Pozo: ________________________

DSM: ________________________

DSM: ________________________

Torre: ________________________

Fecha: _______________________

Hora: __________

Ganancia Foso: ____ bbl Foso Activo: ______ bbl

SICP: ________ psi SIDPP: ______ psi

MW Original = ______ ppg

Lodo Pesado para Matar = _________ ppg

(SIDPP ÷ 0.052 ÷ Peso TVD) + OMW ppg = KWM ppg

Tasa de matar __________ spm

Total golpes Anular = _________ golpes

Total golpes Tubería Taladro = _________ golpes

Golpes – Broca a Zapata = ____________ golpes

1ra. Circulación: Limpiar el anular manteniendo constante el medidor DP

1. Alinear bomba a peso de lodo original = ____ ppg

2. Acelerar bomba lentamente a tasa de matar @ ____ spm; manteniendo constante la presión de revestimiento = ____ psi (Misma que SICP)

3. Esperar lapso de tiempo ____ seg; Presión inicial de circulación DP = ____ psi; Presión de revestimiento = ____ psi (No Factor de Seguridad)

4. Mantener constante presión DP = ____ psi; Registrar cualquier factor de seguridad utilizado = ____ psi; Mantener hoja de registro.

5. Influjo circulado hacia afuera @ ____ golpes; MW en = ____ ppg; MW fuera = ____ ppg (Circular un mínimo de un volumen anular).

6. Presión DP circulante = ____ psi; CP circulante =____ psi; (CP debe estar cerrado a SIDPP si todo está OK).

7. Remover cualquier factor de seguridad y detener lentamente la bomba manteniendo constante CP =____ psi mientras se cierra estrangulador. Observe presión de cierre res.

0 min 5 min 10 min 15 min 20 min ¿Las presiones están estables? _______ (Si / No) Las presiones son diferentes por ______ psi

*Punto de Decisión ¿El anular está limpio? ¿El tubo en U está balanceado? Si no, repita 1ra. Circulación. Si sí, comience a bombear KWM.

SIDPP

SICP

2da. Circulación: Llene tubería de taladro con lodo pesado para matar, manteniendo constante medidor CP

8. Alinear bomba a lodo pesado para matar = ____ ppg

9. Acelerar bomba lentamente a tasa de matar @ ____ spm; manteniendo constante la presión de revestimiento = ____ psi; DP circulante inicial (ICP) = _______ psi

10. continúe manteniendo CP = ______ psi hasta que el KWM esté en la broca. (Debe reducirse presión DP. ICP – SIDPP = Presión circulante final (FCP)

11. Observe reducción en el medidor DP. FCP = ____________ psi @ ______________ golpes.

Continúe 2da. Circulación: Llene el anular con Lodo Pesado para Matar, manteniendo constante medidor DP

5. Mantener DP @ FCP = ___________ psi hasta que KWM se confirme en superficie (Lectura CP debe estar cerca de 0 psi; si no se mantiene ningún factor de seguridad)

6. Detener la bomba; cerrar el estrangulador y observar las presiones estáticas. SIDPP = ___________ psi; SICP = ___________ psi 7. Si las presiones = 0 psi, ahora el estrangulador y revise en busca de flujo. Si las presiones > 0 psi, revise en busca de presión atrapada o KWM insuficiente. 8. Limpie el piso de la torre y abra el pozo. Posiblemente necesite circular y acondicionar lodo.

SIDPP = ________________ PSI SICP = _______________ PSI

Hora SPM Golpes DP psi CP psi Estrang. Foso Activo

MW adentro/

afuera Unidades

de Gas Comentarios

Occidental - Hoja de Registro, Método del Perforador

SIDPP = ________________ PSI SICP = _______________ PSI

Hora SPM Golpes DP psi CP psi Estrang. Foso Activo

MW adentro/

afuera Unidades

de Gas Comentarios

Occidental - Hoja de Registro, Método del Perforador

Sim. 1: Hoja de Datos, Método del Perforador – Occidental (Un solo Tamaño de Tubería)















Pozo TVD = 6300 Pies Pozo MD = 6300 pies ; Tamaño Agujero = 8 ½ pulgadas

Revestimiento TVD = 3800 pies Revestimiento MD = 3800 pies ID = 8.92 pulgadas

DP TVD = 6300 pies : DP MD = 6300 pies ; ID = 4276 pulgadas ; OD = 5 pulgadas

Peso de Lodo = 12.00 ppg ; Peso de lodo equivalente LOT/FIT = 14.30 ppg

Rendimiento Bomba # 1 = 0.1000 bbl/golpe Rendimiento Bomba # 2 = 0.1000

bbl/golpe









______ bbl + _______ bbl = _________bbl


_____ bbl + ______ bbl + bbl = _________ bbls



Pozo: ________________________

DSM: ________________________

DSM: ________________________

Torre: ________________________

Fecha: _______________________

Hora: __________




















SIDPP

SICP









Sim. 2: Hoja de Datos, Método del Perforador – Occidental (Un solo Tamaño de Tubería)















Pozo TVD = 8190 Pies Pozo MD = 10,550 pies ; Tamaño Agujero = 8 ½ pulgadas


DP TVD = 8190 pies : DP MD = 10,550 pies ; ID = 4276 pulgadas ; OD = 5 pulgadas



bbl/golpe









______ bbl + _______ bbl = _________bbl


_____ bbl + ______ bbl + bbl = _________ bbls



Pozo: ________________________

DSM: ________________________

DSM: ________________________

Torre: ________________________

Fecha: _______________________

Hora: __________




















SIDPP

SICP









Prueba 1: Hoja de Datos, Método del Perforador – Occidental (Un solo Tamaño de Tubería)




















bbl/golpe









______ bbl + _______ bbl = _________bbl


_____ bbl + ______ bbl + bbl = _________ bbls



Pozo: ________________________

DSM: ________________________

DSM: ________________________

Torre: ________________________

Fecha: _______________________

Hora: __________




















SIDPP

SICP









Prueba 2: Hoja de Datos, Método del Perforador – Occidental (Un solo Tamaño de Tubería)




















bbl/golpe









______ bbl + _______ bbl = _________bbl


_____ bbl + ______ bbl + bbl = _________ bbls



Pozo: ________________________

DSM: ________________________

DSM: ________________________

Torre: ________________________

Fecha: _______________________

Hora: __________




















SIDPP

SICP









Mejor en su clase

Control de Pozos Occidental Página 1 de 5 Rev 3, 02 / 2008

Entender el control de po

G

CDG

D C

Taller 1

Presión Hidrostática (Capítulo 1, Página 5)

Presión (psi) = 0.052 X Profundidad (TVD,ft.) X MW (ppg)

EJEMPLOS:

Profundidad,TVD Peso Lodo Presión Hidrostática

3515' 9.4 ppg _____________ psi

7520' 10.6 ppg _____________ psi

9526' 11.2 ppg _____________ psi

11200' 12.5 ppg _____________ psi

Gradiente de presión (Capítulo 1, Página 7)

Peso Lodo (ppg) X 0.052 = Gradiente de Presión (psi/ft)

EJEMPLOS:

Peso Lodo Gradiente de Presión

14.6 ppg ___________ psi/pie

12.1 ppg ___________ psi/pie

9.6 ppg ___________ psi/pie

10.0 ppg ___________ psi/pie

Peso Lodo Equivalente (Capítulo 1, Página 43)

Peso Lodo Equivalente (ppg) = Presión 0.052 TVD

EJEMPLOS:

Presión Profundidad,TVD Peso Lodo Equivalente

1925 psi 3526' ___________ ppg

6362 psi 7942' ___________ ppg

7540 psi 11416' ___________ ppg

Presión de Fondo de Pozo Circulante (Capítulo 1, Página 44)

BHP Circulante = Presión hidrostática. + Pérdida de Fricción Anular (AFL)

EJEMPLOS:

TVD, MD Peso Lodo Hidrostática AFL BHP Circulante

9625' 10,280’ 11.7 ppg ______ psi 75 psi _________ psi

12210' 14,690’ 13.5 ppg ______ psi 160 psi _________ psi

6,345’ 6,345’ 9.6 ppg ______ psi 60 psi _________ psi

6,345’ 11,660’ 9.6 ppg ______ psi 235 psi _________ psi

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DENSIDAD CIRCULANTE EQUIVALENTE (Chapter 1, Page 43)

ECD (ppg) = OMW + (Pérdida de presión anular 0.052 TVD )

EJEMPLOS:

Profundidad,TVD Peso Lodo Pérdida Anular ECD

8745' 10.3 ppg 90 psi _____ppg

11230' 13.7 ppg 135 psi _____ ppg

9543' 16.2 ppg 180 psi _____ ppg

1. La profundidad del pozo es 6400 ft. La pérdida de presión anular durante la perforación es 95 psi, y el peso actual del lodo es 11.2 ppg. El revestimiento de 13-3/8" está colocado a 4400 ft. ¿Cuál es el ECD?

RESPUESTA: _______ ppg

2. Un pozo TVD de 3,500’ contiene fluido de 9.5 ppg. Calcular la presión hidrostática en la Z de revestimiento a 2,900'. Respuesta:___________

3. Un pozo vertical de 12,000’ contiene 8,000’ de lodo de 11.0 ppg y 4,000’ de lodo de 12.5 ppg. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo. Respuesta: : ____________

4. Para añadir un margen de viaje de 200 psi a su sistema que contiene fluido de 13.5 ppg a una profundidad de 2900', calcular cuál sería el peso de fluido requerido.

Respuesta: : ____________

5. Un pozo de 9,130’ (8,850' TVD) contiene fluido de 10.6 ppg. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo.

Respuesta: : ____________

6. Calcular el peso del fluido necesario para balancear un gradiente de formación de 0.612 psi/Pie.

Respuesta ___________

7. Si el peso del fluido es 15.2 ppg, ¿cuál es el gradiente de fluido?

Respuesta: : ____________

8. El equipo de monitoreo del fluido como el PVT y los sistemas de alarma de foso, tanques de viaje y registros de viaje deben utilizarse:

a) En cualquier momento en que el pozo esté abierto.

a) En cualquier momento en que se circula a través de los fosos.

c) Únicamente en producción y en formaciones de presión anormal.

d) Únicamente en formaciones más profundas.

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9. De todas las pérdidas de presión del sistema en un sistema circulante, ¿cuál se ejerce justamente en la Formación?

a) Pérdida de presión en el equipo de bombeo de superficie.

b) Pérdida de presión en el anular.

c) Pérdida de presión a través de la sarta de taladro.

d) Pérdida de presión a través de las boquillas de la broca.

10. ¿Cuál de las siguientes debería ser la primera indicación de que usted ha tomado una manifestación?

a) Aumento en el volumen del foso.

b) Lodo con cortes de gas.

c) Aumento de la presión de la bomba.

d) Aumento en la tasa del flujo de retorno.

11. Mientras se vuelve a correr tubería en el agujero, se nota que el desplazamiento normal de fluido en el tanque de corrida es menor que el calculado. Después de alcanzar el fondo y al comenzar la circulación, se observa que el medidor de flujo de retorno baja de 50% a 42%. Se nota una pérdida de foso de dos bbls. ¿Cuál es la causa más probable de estas indicaciones?

a) Ha ocurrido una circulación pérdida parcial.

b) Ha ocurrido una circulación pérdida total.

c) Se ha tomado una manifestación.

d) Se ha "suabeado" el pozo.

12. ¿Cuál de las siguientes es una señal de alarma de que está ocurriendo una manifestación?

a) Aumento en la tasa de flujo.

c) Presión de la bomba disminuida.

c) Corte de perforación.

d) Lodo con cortes de gas.

13. Si ocurre el flujo a través del DP mientras se corre tuberías, cuál debería ser la primera acción?

a) Levantar e introducir kelly/ top drive.

b) Volver a correr al fondo.

c) Cerrar el preventor anular.

d) Introducir la válvula de seguridad de apertura total.

14. ¿Cuales dos de las siguientes causan suabeo?

a) Sacar la tubería demasiado rápido.

b) Entrar en el agujero demasiado rápido.

c) Fuerzas de gel altas en las propiedades de su lodo.

d) Dejar de colocar sobrepeso antes de POOH.

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15. Se bombea una píldora de diesel dentro del pozo. El pozo no está cerrado, usted está circulando de regreso a la línea de flujo. ¿En qué momento exactamente comenzará a cambiar la presión circulante de fondo de pozo?

a) Cuando el diesel va bajando por la sarta empujado por el lodo original

b) Cuando el diesel está subiendo en el anular.

c) Tan pronto como comienza a bombearse diesel dentro de la tubería de taladro

d) Cuando comienza a bombearse diesel a través de la broca

16. Usted está sacando el BHA del agujero para un cambio de broca. Usted tiene 340’ de cuellos de taladro de 6 ½” con un ID de 2 ¼”. ¿Cuantos barriles de caída de fluido debería ver en su tanque de rellenar?

a) 15 bbl

b) 12.3 bbl

c) 7.5 bbl

d) 10.3 bbl

17. Si el nivel de fluido cayó 480' en un revestimiento de 9-5/8", 47 lb/pie (ID= 8.681") con lodo de 12.0 ppg, ¿Cuánta presión hidrostática se perderá?

a) 400 psi

b) 300 psi

c) 200 psi

d) 100 psi

18. Cuando ocurre una manifestación, ¿por qué es importante cerrar el pozo tan pronto como sea posible?

a) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP más alto, lo que dará como resultado

un fluido pesado para matar más pesado.

VERDADERO o FALSO:____________

b) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP y un SICP más altas.

VERDADERO o FALSO:____________

c) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP más alto, pero el SICP permanecerá

igual.

VERDADERO o FALSO:_________________

d) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SICP más alto, pero el SIDPP permanecerá

igual.

VERDADERO o FALSO: ___________________

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19. ¿Cuál de las siguientes causas de una manifestación es totalmente evitable y se debe a una falta de alerta de parte del perforador?

a) Circulación perdida


c) No mantener el agujero lleno con el volumen correcto.

d) Presiones anormales.

20. El pozo está cerrado con una manifestación de gas de 50 bbl.

Tamaño del agujero = 8-1/2" Profundidad = 13,300'

12,300' de DP de 5" (cap. anul. = 0.0459 bbl/ft)

1,000' de DC de 6-1/2" (cap. anul. = 0.0292 bbl/ft)

Peso de lodo = 14 ppg SIDPP = 600 psi

El gradiente de influjo = 0.12 psi/ft.

¿Cuál sería la SICP aproximada?

a) 1,380 psi

b) 2,000 psi

c) 1,600 psi

d) 1,485 psi

21. Dada una pila de superficie (jack-up equivalente), un pozo está cerrado con 1500 psi en el estrangulador. Hay 11.2 ppg de fluido y 1200 pies de tubería de taladro de 4.5-in, 16.6 ppf en el agujero. Si La tubería del taladro está llena de fluido de 11.2 ppg,

A. Calcular el peso flotado de toda la sarta de taladro.

B. Calcular la fuerza hacia arriba debida a la presión de revestimiento actuando sobre la sarta de

taladro.

C. Considerando las partes A y B, la tubería se consideraría

a) Tubería ligera

b) Tubería pesada

c) Balanceada o neutra

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Migración de Gas

Se está taladrando un pozo a 10,000 pies cuando se decide hacer un viaje de broca. Después de sacar

1000 pies de tubería, los indicadores de manifestación han sido vistos y el pozo cerrado. El Gerente de

Sitio de Taladro de Oxy nota que las presiones estabilizadas de tubería de taladro y de revestimiento

comienzan a aumentar, por lo que sospecha que hay una burbuja de gas migrando en el agujero del

pozo.

Con base en la situación anterior, responda las siguientes preguntas. (Recuerde, trate de contestar con

un sentido de largo plazo, y no únicamente para los primeros pocos segundos.)

1. Asumiendo que la burbuja de gas ingresó al pozo por debajo de la broca, ¿cómo debería

relacionarse la SIDPP inicial con la SICP final?

a) SIDPP mayor que SICP

b) SIDPP igual a SICP

c) SIDPP menor que SICP

2. Una vez que la burbuja de gas ha migrado más allá de la broca, ¿cómo se relacionará la SIDPP

con la SICP?




3. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular, si el Gerente de Sitio de Taladro

de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión en la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye

c) permanece constante


de Oxy purga fluido en el estrangulador, ¿qué le sucede al volumen del gas?

a) aumenta

b) disminuye



de Oxy purga fluido en el estrangulador que le sucede a la presión en la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye


6. A medida que la burbuja de gas migra hacia arriba por el anular por encima de la broca, si el

Gerente de Sitio de Taladro de Oxy purga fluido en el estrangulador manteniendo constante la presión

de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión del fondo de pozo?

a) aumenta

b) disminuye




de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en el anular por debajo de la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye




de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión del revestimiento?

a) aumenta

b) disminuye




de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en el anular por encima de la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye




de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye




del revestimiento, ¿qué le sucede a la presión del fondo de pozo?

a) aumenta

b) disminuye



Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión del fondo del pozo?

a) aumenta

b) disminuye



Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión de revestimiento de

superficie?

a) aumenta

b) disminuye


14. Para controlar de manera correcta una burbuja de gas que migra, por encima de la broca, el

Gerente de Sitio de Taladro de Oxy debe purgar fluido en el estrangulador manteniendo constante la

presión de la tubería del taladro.

a) Verdadero

b) Falso

15. Los métodos correctos de control de pozo (Esperar & Pesar, Perforador, etc.) utilizan presiones

de fondo de pozo constantemente cambiantes para controlar las presiones de la formación y matar el

pozo.

a) Verdadero

b) Falso

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Entender el control de

po

G

CD

G

D C

Taller 2

1. Un pozo que fluye está cerrado-. ¿Cuál lectura del medidor de presión se utiliza para determinar la presión de la formación?

a. Medidor de presión del múltiple BOP. b. Medidor de presión de la tubería de taladro de la consola del estrangulador. c. Medidor de presión de la tubería de taladro de la consola del perforador. d. Medidor de presión de la tubería de revestimiento de la consola del estrangulador.

2. La razón por la cual la presión del revestimiento es usualmente más alta que la- presión estática de tubería de taladro es:

a. Los cortes en el anular son más ligeros, por lo tanto crean una hidrostática más ligera en el anular.

b. El fluido del influjo es usualmente menos denso que el peso de lodo existente. c. La presión del revestimiento no necesariamente es más alta, depende de si se trata de

una operación mar adentro o en tierra. d. La única diferencia está en el tipo de medidores utilizados.

3. El aumento de presión debido a la migración de gas que no puede expandirse podría llamarse el segundo aumento. El primer aumento usualmente ocurre entre 5-15 minutos o más después de que se cierra el pozo. ¿Qué factores tienen un impacto sobre el primer aumento?

a. Migración de Gas b. Pérdidas por fricción c. Permeabilidad d. Tipo de influjo

4. Usted tiene que aumentar la presión de la tubería de taladro en aproximadamente 100 psi manipulando el estrangulador durante una operación para matar un pozo. De las siguientes opciones, ¿cuál elegiría?

a. Seguir cerrando el estrangulador hasta que usted vea que la presión en la tubería del taladro comienza a elevarse.

b. Aumentar la presión del revestimiento en 100 psi y esperar a que se eleve la presión en la tubería del taladro.

5. Durante la primera circulación del método del perforador, la presión circulante inicial era de 1075 psi a 30 spm. El perforador aumentó entonces la velocidad de la bomba a 35 spm, pero el operador del estrangulador continuó manteniendo "constante la presión de la tubería de taladro cierra comillas a 1075 psi. ¿Qué le sucedió a la presión del fondo del pozo?

a. Aumentó b. Disminuyó c. Permaneció igual

6. Si un flotador del tipo sin puertos se corre en la sarta del taladro, la SIDPP correcta no puede obtenerse.

a. Verdadero b. Falso

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7. El pozo está cerrado después de tomar una manifestación de un tipo anormalmente presurizada. Después de circular hacia fuera un influjo en la primera circulación, utilizando el "Método del Perforador" y detener la bomba, la SICP debería ser

a. Igual que la SICP original b. Menor que la SIDPP c. Igual a la SIDPP d. Ninguna de las anteriores

8. Durante una circulación típica de larga duración, al ajustar el estrangulador, el lapso de tiempo de demora hidráulica que toma para que un cambio en el estrangulador se muestre como un cambio en la presión de la bomba es de aproximadamente (Regla general):

a. 1 segundo por cada 1000 pies de profundidad de la broca b. 2 segundos por cada 1000 pies de profundidad de la broca c. 3 segundos por cada 1000 pies de profundidad de la broca

9. Para configuraciones de pila BOP, la presión de revestimiento se mantiene constante: (Elija tres respuestas):

a. Durante los procedimientos de arranque de la bomba en un método de presión constante de agujero del pozo.

b. Continuamente mientras se ventila gas a la superficie. c. Siempre que sea el momento de detener las bombas después de la primera circulación

del Método del Perforador d. Siempre, a medida que el gas migra hacia la superficie. e. Durante cualquier cambio de velocidad en la bomba mientras se circula una

manifestación.

10. Elisa las afirmaciones ciertas que relacionan las presiones en el pozo durante la primera circulación de un procedimiento de control de pozo con el Método del Perforador cuando se circula una manifestación de gas. (Más de una respuesta)

a. La presión en cualquier punto por encima de la burbuja de gas está disminuyendo. b. La presión en cualquier punto por encima de la burbuja de gas está aumentando. c. La presión de la burbuja de gas permanece igual. d. La presión de la burbuja de gas está disminuyendo. e. La presión en cualquier punto por debajo de la burbuja es constante. f. La presión en cualquier punto por debajo de la burbuja de gas está disminuyendo. g. La presión del fondo de pozo es igual o ligeramente mayor que la presión de la

formación.

11. Mientras se circula un influjo de gas, la presión en la zapata de revestimiento estará en el máximo o en la presión más alta tanto en "condiciones de cierre inicial", o cuando la:

a. Burbuja de gas está por encima de la zapata y el lodo pesado para matar se encuentra en la sección del agujero abierto

b. El lodo pesado para matar alcanza la zapata con el influjo de gas dentro del revestimiento c. La parte superior de la burbuja de gas alcanza la zapata d. La parte inferior de la burbuja de gas alcanza la zapata

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12. Tomamos una manifestación y cerramos el pozo. Es una manifestación de 25 bbl de agua salada. A medida que se circula la manifestación de agua salada hacia arriba del agujero, el volumen del foso debería:

a. Aumentar b. Disminuir c. Permanecer igual

13. ¿Que causaría que calibre entrara en solución en presencia de un fluido base sub-saturado ( un fluido base que puede absolver más gas en solución)?

a. Presión disminuida b. Presión aumentada

14. ¿Qué hace que el gas "salga" de cualquier lodo que contenga gas en solución? a. La pérdida de presión hidrostática a medida que el gas alcanza la superficie b. Un aumento en la presión hidrostática en condiciones de fondo de pozo

15. Se cerró y estabilizó un pozo. Si el influjo es gas, marque con un círculo las respuestas que sean CIERTAS. (Más de una respuesta)

a. La SIDPP es mayor que la SICP b. La SICP es mayor que la SIDPP c. El gas no se expandirá si migra hacia arriba en el pozo cerrado, aumentando la presión

del fondo del pozo. d. A medida que el gas migra hacia arriba en el pozo cerrado, ocurrirá un aumento gradual

pero constante en la SICP y en la SIDPP (sin flotador).

16. El pozo está cerrado con una manifestación de gas. ¿Cuál de las siguientes precisiones NO AUMENTA con la migración del gas? El estrangulador permanece cerrado. No hay flotador en la sarta.

a. Presión del fondo de pozo b. Presión de zapata de revestimiento c. SICP d. Presión de la burbuja de gas e. SIDPP f. Presión de superficie g. Presión de formación

17. Cuando un influjo ingresa en el anular, ¿cuál de las siguientes afectará la presión de cierre del revestimiento?:

a. Volumen de influjo b. capacidad anular c. Densidad del influjo d. Presión de formación e. Todas las anteriores

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18. Durante la perforación, el fluido de corte de gas reduce más la presión de fondo de pozo cuando el gas:

a. Se encuentra cerca de la superficie b. Se encuentra en o cerca del fondo c. Está aproximadamente a medio camino en el pozo d. Todas las anteriores

19. Cuando se circula una manifestación de gas hacia arriba del pozo, el volumen del foso de superficie:

a. Aumentará b. Disminuirá c. Permanecerá igual

20. ¿Es cierto que una manifestación del gas hidrocarburo ingresando al agujero siempre causará un aumento en el nivel del foso

a. Cuando se perfora con lodo de base aceite Verdadero / Falso

b. Cuando se perfora con lodo de base agua Verdadero / Falso

21. Preguntas acerca de la ley de Boyle: Esta es una manifestación "suabeada". El volumen de la burbuja de gas es 10 bbl. La presión de la

burbuja de gas es 5200 psi. El peso del lodo es 10 ppg o 0.52 psi/pie. La profundidad del pozo es

10,000 pies TVD. (Ignore la presión atmosférica en sus cálculos.)

El pozo está abierto (no cerrado):

a) Si la burbuja de gas se dejara expandir libremente, ¿cuál sería el nuevo volumen de la burbuja de gas a 5,000 pies TVD?

bbls

b) Si la burbuja de gas se dejara expandir libremente, ¿cuál sería el la nueva presión de la burbuja de gas a 5,000 pies TVD?

psi

El pozo está cerrado y estabilizado:

c) Las bombas de lodo se pusieron en línea con el estrangulador en posición cerrada. Por lo tanto, por no abrir el estrangulador de manera apropiada, la burbuja de gas se ha comprimido ahora a un nuevo volumen de 8 bbls. ¿Cuál es la presión de la burbuja de gas ahora?

psi

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pozos

G

CD

G

D C

Taller 3

1. El perforador cierra el pozo en una manifestación de gas. A medida que el gas comienza a migrar, la presión de revestimiento ha aumentado en 100 psi. ¿Cuántos pies de lodo de 15 ppg se han deslizado por debajo de la burbuja para aumentar la presión en el pozo en 100 psi?

ft

2. Después de permitir que la presión de revestimiento aumente 100 psi, el DSM purga lentamente pequeñas cantidades de lodo del anular mientras mantiene constante la presión de revestimiento. ¿Qué le está sucediendo a la presión de la burbuja de gas?

a) Está aumentando b) Está disminuyendo c) Se mantiene igual

3. ¿Cuál será la "tendencia" de la presión de revestimiento a medida que el DSM continúa con el Método Volumétrico?

a) Aumentar b) Disminuir c) Permanecer igual

4. Cuando se utiliza el Método de Esperar y Pesar del Método del Perforador, la presión estática de tubería de taladro circulante inicial (SIDPP) mas la presión de fricción a la tasa de matar circulante.

a) Verdadero b) Falso

5. Mientras se utiliza el método Esperar y Pesar en un pozo altamente desviado, si el operador del estrangulador utiliza el estrangulador para mantener la presión de tubería de taladro según el programa de presión de tubería de taladro para un pozo vertical, la presión en la zapata:

a) Será menor de lo necesario b) Será mayor de lo necesario c) Será constante

6. Cuando se hace Bullheading, ¿es una práctica común sobre-desplazar la sarta de trabajo antes de detener la bomba?

a) Si b) No

7. ¿Cuál método de control de pozo minimiza la presión en la superficie? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico d) Depende de la geometría del pozo

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8. ¿Cuál método de control de pozo minimiza la presión en la zapata de revestimiento? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico d) Depende de la geometría del pozo

9. ¿Cuál método CBHP de control de pozo minimiza o reduce la cantidad de tiempo que el pozo está estático antes de comenzar a circular?

a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico

10. El método del perforador dará como resultado una presión de fondo de pozo más alta cuando se circula un influjo que el método de esperar y pesar.


11. ¿Como determinaría la presión inicial de circulación sin ninguna presión de tasa de circulación estuviera disponible? Asuma que el pozo se encuentra en tierra, se ha tomado una manifestación y se ha cerrado el pozo.

a) Añada 300 psi a la presión de revestimiento y acelere la bomba a velocidad para matar mientras utiliza el estrangulador para mantener constante la presión de revestimiento a (SICP + 300).

b) Lleve la bomba a la casa para matar mientras mantiene constante la presión de revestimiento mediante manipulación del estrangulador.

c) Circule a la tasa de bombeo para matar manteniendo 200 psi de contraprestación en el lado de la tubería de taladro/tubería con el estrangulador.

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12. Mientras corre, el pozo comienza a patear. El perforador cierra el pozo. La broca se encuentra a 9000’ TVD.

Profundidad del pozo 10,000 ft TVD Peso de lodo en uso 10 ppg.

Revestimiento 9-5/8" profundidad de zapata 7500 ft. Cap. Rev. =0.0758 bpf

Tamaño del agujero = 8-1/2" Cap. agujero = 0.0702 bpf

Cuellos de taladro 800' x 6-1/2" OD x 2-13/16" ID

DC Desp. metal. = 0.0330 bpf Cap. DC = 0.0075 bpf

Tubería de taladro 5" OD. DC Desp. metal. = 0.0075 bpf; DP cap.=0.01776 bpf.

Cap. DC/ agujero abierto. = 0.0292 bpf

Cap. DP/ agujero abierto. = 0.0459 bpf

Cap. DP/ revestimiento = 0.0505 bpf

Presión estática de revestimiento: 200 psi Influjo: 10 bbls.

Gradiente de influjo = 0.12 psi/ft. Influjo en el fondo; no migración.

¿Cuales la presión estática en la tubería de taladro? _______psi

Calcular el volumen de fluido a purgar por pie de sarta de taladro que se corre nuevamente dentro

del agujero. ______bpf.

¿Cuál es la nueva presión de revestimiento una vez que la broca está nuevamente en el fondo?

________psi

13. ¿Cuántos barriles del lodo deberían purgarse para reducir la cabeza hidrostática general en 100 psi en el siguiente ejemplo, en el cual el pozo manifestó estando fuera del agujero?

9-5/8" x 47 ppf; Cap. revestimiento = 0.07323 bbl/ft

Peso de lodo = 15.4 ppg

a) 9.1 bbls. b) 12.4 bbls. c) 10.9 bbls.

14. Una manifestación de gas ha sido cerrada estando fuera del agujero. Se observó una presión de revestimiento estática estabilizada. Algún tiempo más tarde, se observa que la SICP se ha elevado en 100 psi debido a la migración del gas. La capacidad del agujero es 0.07323 bbl/ft y el peso de lodo es is15.4 ppg. ¿Qué tan lejos se ha movido la burbuja hacia arriba en el pozo?

RESPUESTA:________ft.

15. El objetivo del método volumétrico es: a) Mantener constante la SICP. b) Mantener constante la presión del influjo. c) Mantener constante la suma de la presión hidrostática y la presión de revestimiento

dentro de un rango de trabajo. d) Mantener constante la presión del en la zapata.

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1 2

4 3

Tor

re

Air

e

Anular

Presión

Múltiple

Presión

Acumulador

Presión

16. En su torre, ¿cuáles son las presiones operacionales normales vistas en los siguientes medidores en el panel remoto?

Medidor No. 1 __________psi




17. Si el medidor N. 1 en el panel remoto marca cero psi, ¿cuál de las siguientes afirmaciones de cierta?

a) Aún puede operarse el preventor anular desde el panel remoto. b) Aún pueden operarse el estrangulador y las líneas de matar desde el panel remoto. c) No puede operar sin ninguna función de la pila desde el panel remoto. d) Todas las funciones en el panel remoto operarán normalmente.

18. ¿En cuáles dos medidores en el panel remoto esperaría usted ver una reducción en la presión cuando está cerrado el preventor anular?

a) Medidor 1 b) Medidor 2 c) Medidor 3 d) Medidor 4

19. Usted está probando una pila BOP de superficie con un tapón de prueba. Las válvulas laterales de salida por debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta.

a) Porque la prueba creará cargas de gancho extremas. b) Debido al potencial daño al revestimiento/agujero abierto. c) De otro modo, se necesitaría circulación reversa para liberar el tapón de prueba. d) Para revisar en busca de fugas en el tapón de prueba, y para evitar presión atrapada por

debajo del tapón. e) A y B son correctas.

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20. El propósito de tener fluido almacenado bajo presión en las botellas del acumulador es: a) Reducir el tiempo de cierre de las funciones BOP. b) Permitir el cierre del BOP en caso de una falla de energía. c) Almacenar fluido hidráulico. d) Operar el estrangulador remoto. e) A y B son correctas.

21. Sobre una pila de superficie, el control puente sobre la unidad acumulador a y el panel remoto de los perforadores le permite poner presión completa a cuál de los siguientes:

a) Todas las funciones b) Anular únicamente c) Arietes únicamente d) Arietes y válvulas HCR únicamente

22. Al probar un ariete de tubería en una prueba BOP regular, se le informa que está saliendo fluido del agujero de desagüe sobre el ariete. ¿Qué acción debería tomar?

a) El "agujero de desagüe" únicamente verifica los sellos de la cámara de cierre, por lo tanto, déjelo así hasta el próximo programa de mantenimiento.

b) Energizada el anillo empaquetado plástico de emergencia. Si se detiene la fuga, déjelo así hasta el siguiente programa de mantenimiento.

c) El Sello del eje primario está goteando y debe repararlo inmediatamente. d) Los elementos empaquetado desde el ariete sobre el cuerpo del ariete están gastados y

deberían reemplazarse inmediatamente. e) Una fuga aquí es normal debido a que las caras segadoras metálicas en el ariete

necesitan lubricación para minimizar el daño.

23. En cada una de las siguientes tres preguntas, seleccione el tipo de válvula a los que usted cree aplica cada una de las siguientes afirmaciones:

TIPO A - IBOP, vástago de no-retorno en la válvula de seguridad

TIPO B - FOSV, válvula de seguridad de apertura total

a) Requiere el uso de una llave para cerrar. Tipo A o B

b) No debe correrse en el agujero en Tipo A o B

la posición abierta.

c) Debe bombearse para que abra para poder leer la Tipo A o B

SIDPP.

24. Después de conectar las mangueras de abrir y cerrar a la pila y de verificar la pre carga, usted primero debería:

a) Tomar una tasa de circulación lenta. b) Purgar las botellas del acumulador y verificar la pre carga. c) Hacer una prueba de funcionamiento a todos los elementos sobre la pila. d) Poner todas las funciones en neutro (bloquear) para cargar las mangueras.

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25. La función principal del estrangulador en el sistema BOP general es: a) Desviar el fluido al tanque de lodos. b) Desviar los contaminantes al tanque de quemado. c) Cerrar el pozo con suavidad. d) Mantener la contrapresión mientras se circula una manifestación.

26. El aumento de presión en el separador lodo/gas puede ser peligroso porque: a) El gas puede reventar la línea de ventilación b) El gas puede desplazarlo do en la pierna líquida y luego alcanzar el área de la zaranda c) El estrangulador puede no funcionar apropiadamente d) El perforador puede estar fumando sobre el piso de la torre

27. Cuál es la presión de fractura en la zapata de revestimiento, dados los siguientes datos: Presión de fuga de superficie = 1000 psi

TVD de zapata de revestimiento = 7500 ft


Respuesta: : ____________

28. Para garantizar que se obtengan resultados correctos a partir de una prueba de fuga en la zapata de revestimiento, se han observado, medido y registrado de manera exacta varios parámetros críticos. En la siguiente lista, marque los parámetros que deben registrarse. (Elija TRES respuestas):

a) Tasa de bombeo constante b) Profundidad medida de la zapata de revestimiento c) Volumen de lodo en el revestimiento. d) Densidad del lodo utilizado e) Profundidad vertical cierta de la zapata de revestimiento

29. ¿Cuál de las siguientes indicaciones posibles sugiere que la presión hidrostática del lodo y la presión de formación son casi iguales?

a) Un corte de perforación. b) Conexión de Gas c) Cortes grandes, astillados. d) Gas del viaje e) Todas las anteriores

30. La presión de fractura es: a) La presión creada por más de una columna completa de agua de formación nativa del

área b) La presión requerida para fracturar la formación, lo que lleva a pérdida de todo hacia la

formación c) La presión de una formación no consolidada, altamente permeable d) La presión requerida para que falle el asiento de la válvula en el extremo de fluido de

una bomba triplex

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31. Calcular la presión de revestimiento de superficie para estos pozos:

a) EMW o Fractura MW = 11.3 ppg (a) MW de prueba = 9 ppg (b) TVD de zapata = 5,850 ft TVD CP = _____psi

b) EMW o Fractura MW = 13.2 ppg (a) MW de prueba = 11 ppg (b) TVD de zapata = 7.000 ft TVD CP = _____psi

c) EMW o Fractura MW = 14.1 ppg (a) MW de prueba = 10.5 ppg (b) TVD de zapata = 201,168.00 cm TVD CP = _____psi

32. Calcular el peso del lodo LOT/FIT o las EMW a partir de las siguientes pruebas de fuga. (No redondee la EMW)

a) Prueba de fuga de superficie = 1,250 psi (a) Zapata TVD = 6,500 ft TVD, Prueba MW = 9.8 ppg EMW= ___ ppg

b) FIT Superficie Psi = 925 psi (a) Zapata TVD = 5,750 ft TVD, Prueba MW = 9.1 ppg EMW= ___ ppg

33. Calcular la SIDPP de una manifestación de gas de "1.2 ppg" en un pozo de 6,250 ft TVD, zapata de revestimiento 4,500 ft TVD. Peso de lodo utilizado durante la perforación = 11.1 ppg.

a) 109 psi b) 390 psi c) 281 psi d) 325 psi

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Entender el control

de po

G

CD

G

D C

Taller 4

1. ¿Cuál de las siguientes indica un wash-out del estrangulador? a) Presión de tubería de taladro aumenta, presión de revestimiento permanece b) Presión de tubería de taladro permanece, presión de revestimiento aumenta c) Tener que cerrar continuamente el estrangulador para mantener la presión de la tubería

de taladro y de revestimiento d) Tener que abrir continuamente el estrangulador para mantener la presión de la tubería de

taladro y de revestimiento

2. Si hay un agujero en la tubería de taladro, ¿cuál de las siguientes podría verse afectada? a) Presión del fondo de pozo b) Presión de fricción de circulación c) Presión de fractura de formación d) Presión de cierre del anular

3. Se está matando un pozo utilizando el método del perforador. SIDPP original = 500 psi

SICP original = 900 psi

Después de la primera circulación, se cierra el pozo y se permite que las presiones se

estabilicen.

SIDPP = 500 psi

SICP = 650 psi

Se recomienda no pasar más tiempo limpiando el agujero. ¿Cuál de las siguientes acciones

debe tomarse?

a) Continuar con el método del perforador (mantener constante la presión de revestimiento hasta que el lodo para matar alcance la broca)

b) Lodo para matar mediante bullheading dentro del anular c) Circulación reversa hasta que SICP = 500 psi d) Continuar de todas maneras limpiando el agujero

4. Se está matando el pozo, utilizando el método del perforador. El fluido se encuentra aproximadamente a medio camino en el anular. El operador del estrangulador nota que el estrangulador debe cerrarse gradualmente para mantener la presión correcta en la tubería de taladro. Debe haber un wash-out en la sarta.

¿Qué efecto tiene el cierre gradual del estrangulador sobre la presión del fondo de pozo?

a) Aumenta b) Disminuye c) Permanece constante

5. Mientras se espera que se estabilicen las presiones después de cerrar, usted nota que ambos medidores caen. Seleccione la causa más probable:

a) Ambos medidores fallaron b) Broca taponada c) Agujero en la sarta. d) Fractura de la formación

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6. Usted cierra un pozo que fluye con SIDPP de 200 psi y SICP de 0 psi. Decide observar el pozo abriendo el estrangulador, pero no hay flujo. ¿Cuál es el problema?

a) La válvula HCR aún está cerrada. b) Circulación totalmente perdida. c) Broca taponada. d) FOSV cerrado e) Ninguna de las anteriores

7. Se ha tomado una manifestación en agujero abierto. La tubería de taladro está taponada, usted no puede circular y no puede leer la SIDPP. Después de estabilizar, la presión de revestimiento comienza a aumentar y se sospecha una migración de gas. ¿Cuál de las siguientes técnicas de control de pozo utilizaría?

a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método de Lubricar y Purgar d) El método Volumétrico

8. ¿Cuál de las siguientes afectará la tasa de bombeo (bpm) elegida para matar el pozo? a) La capacidad de manipulación del separador lodo/gas (MGS) b) La capacidad de la sarta de taladro c) La capacidad del agujero abierto d) La capacidad de almacenamiento de químicos

9. Mientras circula una manifestación la presión de la tubería de taladro súbitamente pasar de 500 a 950 psi. La presión de revestimiento no cambia. ¿Qué debería hacer?

a) Cambiar a presión de revestimiento y mantenerla constante hasta que el pozo esté muerto;

b) Cerrar el pozo, leer las presiones y reestablecer la circulación con presiones nuevas. c) No hacer nada, continuar circulando, manteniendo 950 psi en la tubería de taladro; d) Desacelerar las bombas hasta que la presión en la tubería de taladro será de 500 psi.

10. Mientras mata el pozo, usted nota que se está acercando a la MASP con el influjo cerca del zapata. Se trata de un pozo profundo con una sección de agujero abierto corta. Usted debería:

a) Remover cualquier factor de seguridad de circulación b) Abrir el estrangulador para evitar exceder la MASP c) Comenzará bombear lodo para matar d) Llevar las bombas a una tasa más lenta

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11. Una manifestación está estática con 260 psi sobre la tubería de taladro y 520 psi sobre el revestimiento después de tomar una ganancia de 20-bbl mientras se perfora con lodo de 12 ppg. El revestimiento está colocado a 5000 pies (TVD) con gasto de filtración EMW de 15 ppg. La profundidad del pozo es 10,000 ft (TVD).

Asumiendo que el fluido de manifestación se encuentra por debajo de la zapata de

revestimiento, la densidad de lodo equivalente en la zapata es:

a) 2 ppgp b) 13 ppg c) 14 ppg d) 15 ppg

La máxima presión del revestimiento que podría mantenerse sin romper la zapata de

revestimiento es: (Asuma que el gas no ha mirado más allá de la zapata de revestimiento).

a) 600 psi b) 780 psi c) 1,050 psi d) 2,140 psi e) 3,500 psi

12. Una manifestación está estática con 260 psi sobre la tubería de taladro y 520 psi sobre el revestimiento después de tomar una ganancia de 20-bbl mientras se perfora un pozo direccional con lodo de 12 ppg. El fondo del agujero de 8.5 pulgadas se encuentra a 10,000 pies de profundidad medida y la profundidad vertical cierta es de 5000 pies.

La densidad del lodo para matar (la más cercana a lo correcto) es:

a) 12 ppg b) 13 ppg c) 14 ppg d) 15 ppg

13. Estimar la presión de fondo de pozo en esta situación de workover de pozo: SITP = 2,300 psi SICP = 0 psi

Gradiente de presión de fractura = 0.832 psi/ft.

Gradiente de presión de formación = 0.676 psi/ft.

Top of perfs = 8,988 ft TVD/MD

Bottom of perfs = 9,025 ft TVD/MD

BHP= _____________psi

14. Los fluidos de completamiento son considerados generalmente como fluidos de tipo muy limpio.

a) Bajos en sólidos b) Altos en sólidos

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15. El peso del fluido es 8.9 ppg A 10,000 pies, se perforó el revestimiento a una zona a una presión de 6560 psi. ¿Cuál será la presión - estática de tubería?

a) 550 psi b) 735 psi c) 1,930 psi d) 3,125 psi

16. Con el empacador colocado en su lugar, la presión estática de revestimiento mientras un pozo está en producción puede ser un indicador de lo siguiente:

a) El fluido del empacador es demasiado pesado b) Una falla en el empacador o una fuga en la tubería c) Un aumento en la presión del fondo del pozo. d) Todas las anteriores

17. Antes de ejecutar una operación de matar pozo tipo bullheading, se recomienda bombear en el anular y aplicar alguna presión adicional (por ejemplo 500 psi) para:

a) Ayudar a mantener en empacador asentado de forma apropiada b) Determinar si la tubería por el revestimiento comienza a gotear c) Proporcionar a la tubería más resistencia interna al reventón d) Todas las anteriores

18. ¿Como podemos haber que nuestra píldora viscosa (que se utiliza algunas veces para reducir la tasa de migración de gas) ha alcanzado las perforaciones mientras se hace bullheading?

a) El pozo deja de patear. b) La presión de la tubería aumentará.

19. Datos del pozo: SITP = 3,890 psi SICP = 0 psi

Gradiente de fractura = 0.7956 psi/ft.

Gradiente de formación = 0.6656 psi/ft.



Calcular el ppg equivalente del fluido en la tubería. __________ppg

20. (Encierre en un círculo la respuesta correcta) se utilizan fluidos en lados opuestos deformaciones productivas para evitar daño permanente a la zona de paga.

a) Remedial b) Empacador c) Completamiento

21. (Verdadero o Falso) Los fluidos remediales como la salmuera son susceptibles a "Problemas de Cristalización". La cristalización se ve como si se estuviera formando hielo, y a menudo se le conoce como "congelamiento" por las personas de campo.

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22. En el método de circulación reversa de control de pozo el porcentaje más grande de pérdidas de presión friccional es . Usualmente, esto estaría sobre un lado de la tubería. Por lo tanto, cuando se reversa, la mayor parte de la presión de la bomba para circular se ejerce ahora sobre el anular.

a) Dentro del diámetro más pequeño b) Dentro del anular c) Las líneas de superficie

23. A es un dispositivo utilizado para sellar el área entre el revestimiento de la tubería.

Su propósito es aislar el revestimiento de alta producción o presiones de estimulación y fluidos corrosivos.

a) Tapón puente b) Junta de Seguridad c) Tubería d) Empacador

24. A se utiliza para tener la capacidad de circular el anular entre la tubería y el revestimiento sin desasentar el empacador ni sacar la guía o el niple de sellado del empacador.

a) Niple No-go b) Mandril c) Empacador flexible d) Camisa deslizante

25. En relación con Operaciones Remediales, métodos que aumentan la productividad de un pozo incluyen operaciones tales como:

a) Fractura b) Acidificación c) Control de arena d) Cementación forzada e) Re-Perforación f) Inyección de químicos g) Side tracking h) Todas las anteriores

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Entender el control de po

G

CDG

D C

Taller 1

Presión Hidrostática (Capítulo 1, Página 5)

Presión (psi) = 0.052 X Profundidad (TVD,ft.) X MW (ppg)

EJEMPLOS:

Profundidad,TVD Peso Lodo Presión Hidrostática

3515' 9.4 ppg ____1720_____psi

7520' 10.6 ppg ____4145_____psi

9526' 11.2 ppg ____5550_____psi

11200' 12.5 ppg ____7280_____psi

Gradiente de presión (Capítulo 1, Página 7)

Peso Lodo (ppg) X 0.052 = Gradiente de Presión (psi/ft)

EJEMPLOS:

Peso Lodo Gradiente de Presión

14.6 ppg __0.759____psi/ft

12.1 ppg __0.629____psi/ft

9.6 ppg __0.499____psi/ft

10.0 ppg __0.520____psi/ft

Peso Lodo Equivalente (Capítulo 1, Página 43)

Peso Lodo Equivalente (ppg) = Presión 0.052 TVD

EJEMPLOS:

Presión Profundidad,TVD Peso Lodo Equivalente

1925 psi 3526' ____10.5___ppg

6362 psi 7942' ____15.4___ppg

7540 psi 11416' ____12.7___ppg

Presión de Fondo de Pozo Circulante (Capítulo 1, Página 44)

BHP Circulante = Presión hidrostática. + Pérdida de Fricción Anular (AFL)

EJEMPLOS:

TVD, MD Peso Lodo Hidrostática AFL BHP Circulante

9625' 10,280’ 11.7 ppg 5855 psi 75 psi __5930__psi

12210' 14,690’ 13.5 ppg 8570 psi 160 psi __8730__psi

6,345’ 6,345’ 9.6 ppg 3170 psi 60 psi __3230__psi

6,345’ 11,660’ 9.6 ppg 3170 psi 235 psi __3405__psi

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DENSIDAD CIRCULANTE EQUIVALENTE (Capítulo 1, Página 43)

ECD (ppg) = OMW + (Pérdida de presión anular 0.052 TVD )

EJEMPLOS:

Profundidad, TVD Peso Lodo Pérdida Anular ECD

8745' 10.3 ppg 90 psi 10.5 ppg

11230' 13.7 ppg 135 psi 13.9 ppg

9543' 16.2 ppg 180 psi 16.6 ppg

1. La profundidad del pozo es 6400 ft. La pérdida de presión anular durante la perforación es 95 psi, y el peso actual del lodo es 11.2 ppg. El revestimiento de 13-3/8" está colocado a 4400 ft. ¿Cuál es el ECD?

RESPUESTA:_11.5_ppg (95psi ÷ 0.052 ÷ 6400ft) + 11.2ppg=

2. Un pozo TVD de 3,500’ contiene fluido de 9.5 ppg. Calcular la presión hidrostática en la zapata de revestimiento a 2,900'. Respuesta:____1,430 psi 2900ft x 0.052 x 9.5ppg =

3. Un pozo vertical de 12,000’ contiene 8,000’ de lodo de 11.0 ppg y 4,000’ de lodo de 12.5 ppg. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo. Respuesta:___7,175 psi__ (8000ft x 0.052 x 11.0ppg) + (4000ft x 0.052 x 12.5ppg) =

4. Para añadir un margen de viaje de 200 psi a su sistema que contiene fluido de 13.5 ppg a una profundidad de 2900', calcular cuál sería el peso de fluido requerido. Respuesta:__14.8 ppg____ (200psi÷ 0.052 ÷ 2900ft) + 13.5ppg =

5. Un pozo de 9,130’ (8,850' TVD) contiene fluido de 10.6 ppg. Calcular la presión hidrostática en el fondo del pozo. Respuesta:___4,880 psi___ 8850ft x 0.052 x 10.6ppg =

6. Calcular el peso del fluido necesario para balancear un gradiente de formación de 0.612 psi/Pie. Respuesta ____11.8 ppg__ 0.612psi/ft ÷ 0.052 =

7. Si el peso del fluido es 15.2 ppg, ¿cuál es el gradiente de fluido? Respuesta:___0.79 psi/ft__ 15.2ppg x 0.052 =

8. El equipo de monitoreo del fluido como el PVT y los sistemas de alarma de foso, tanques de viaje y registros de viaje deben utilizarse:

a) En cualquier momento en que el pozo esté abierto.

a) En cualquier momento en que se circula a través de los fosos.

c) Únicamente en producción y en formaciones de presión anormal.

d) Únicamente en formaciones más profundas.

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9. De todas las pérdidas de presión del sistema en un sistema circulante, ¿cuál se ejerce justamente en la formación? a) Pérdida de presión en el equipo de bombeo de superficie.

b) Pérdida de presión en el anular.

c) Pérdida de presión a través de la sarta de taladro.

c) Pérdida de presión a través de las boquillas de la broca.

10. ¿Cuál de las siguientes debería ser la primera indicación de que usted ha tomado una manifestación? a) Aumento en el volumen del foso.


c) Aumento de la presión de la bomba.

d) Aumento en la tasa del flujo de retorno.

11. Mientras se vuelve a correr tubería en el agujero, se nota que el desplazamiento normal de fluido en el tanque de corrida es menor que el calculado. Después de alcanzar el fondo y al comenzar la circulación, se observa que el medidor de flujo de retorno baja de 50% a 42%. Se nota una pérdida de foso de dos bbls. ¿Cuál es la causa más probable de estas indicaciones? a) Ha ocurrido una circulación pérdida parcial.

b) Ha ocurrido una circulación pérdida total.

c) Se ha tomado una manifestación.

d) Se ha "suabeado" el pozo.

12. Cuál de las siguientes es una señal de alarma de que está ocurriendo una manifestación? a) Aumento en la tasa de flujo.

c) Presión de la bomba disminuida.

c) Corte de perforación.

d) Lodo con cortes de gas.

13. Si ocurre el flujo a través del DP mientras se corre tuberías, cuál debería ser la primera acción? a) Levantar e introducir kelly/ top drive.

b) Volver a correr al fondo.

c) Cerrar el preventor anular.

d) Introducir la válvula de seguridad de apertura total.

14. ¿Cuales dos de las siguientes causan suabeo? a) Sacar la tubería demasiado rápido.

b) Entrar en el agujero demasiado rápido.

c) Fuerzas de gel altas en las propiedades de su lodo.

d) Dejar de colocar sobrepeso antes de POOH.

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15. Se bombea una píldora de diesel dentro del pozo. El pozo no está cerrado, usted está circulando de regreso a la línea de flujo. ¿En qué momento exactamente comenzará a cambiar la presión circulante de fondo de pozo? a) Cuando el diesel va bajando por la sarta empujado por el lodo original

b) Cuando el diesel está subiendo en el anular.

c) Tan pronto como comienza a bombearse diesel dentro de la tubería de taladro

d) Cuando comienza a bombearse diesel a través de la broca

16. Usted está sacando el BHA del agujero para un cambio de broca. Usted tiene 340’ de cuellos de taladro de 6 ½” con un ID de 2 ¼”. ¿Cuantos barriles de caída de fluido debería ver en su tanque de rellenar? a) 15 bbl (6.5in

2 – 2.25in2) ÷ 1029.4 = 0.036 bbl/ft

b) 12.3 bbl 0.036bbl/ft x 340ft = 12.24 bbl

c) 7.5 bbl

d) 10.3 bbl

17. Si el nivel de fluido cayó 480' en un revestimiento de 9-5/8", 47 lb/pie (ID= 8.681") con lodo de 12.0 ppg, ¿Cuánta presión hidrostática se perderá?

a) 400 psi

b) 300 psi 480ft x 0.052 x 12.0ppg = 300 psi

c) 200 psi

d) 100 psi

18. Cuando ocurre una manifestación, ¿por qué es importante cerrar el pozo tan pronto como sea posible? a) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP más alto, lo que dará como

resultado un fluido pesado para matar más pesado.


b) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP y un SICP más altas.


c) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SIDPP más alto, pero el SICP

permanecerá igual.


d) Una ganancia de foso mayor dará como resultado un SICP más alto, pero el SIDPP

permanecerá igual.

VERDADERO o FALSO:___________________

19. ¿Cuál de las siguientes causas de una manifestación es totalmente evitable y se debe a una falta de alerta de parte del perforador? a) Circulación perdida


c) No mantener el agujero lleno con el volumen correcto.

d) Presiones anormales.

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20. El pozo está cerrado con una manifestación de gas de 50 bbl.

Tamaño del agujero = 8-1/2" Profundidad = 13,300'

12,300' de DP de 5" (cap. anul. = 0.0459 bbl/ft)

1,000' de DC de 6-1/2" (cap. anul. = 0.0292 bbl/ft)

Peso de lodo = 14 ppg SIDPP = 600 psi

El gradiente de influjo = 0.12 psi/ft.

¿Cuál sería la SICP aproximada?

a) 1,380 psi

b) 2,000 psi

c) 1,600 psi

d) 1,485 psi 13,300ft - 1,453ft = 11,847 ft

11,847ft x .052 x 14.0ppg = 8,625 psi

20.8bbl ÷ 0.0459bbls/ft = 453 ft

1000ft + 453ft = 1,453 ft

1,453ft x 0.12psi/ft = 175 psi 1000ft X 0.0292bbls/ft = 29.2 bbl

50bbl – 29.2bbl = 20.8 bbl @ DP

600psi + (13,300ft x 0.052 x 14.0ppg) = 10,280 psi BHP

10,280psi – 175psi – 8625psi = 1,480 psi CP

21. Dada una pila de superficie (jack-up equivalente), un pozo está cerrado con 1500 psi en el estrangulador. Hay 11.2 ppg de fluido y 1200 pies de tubería de taladro de 4.5-in, 16.6 ppf en el agujero. Si La tubería del taladro está llena de fluido de 11.2 ppg,

A. Calcular el peso flotado de toda la sarta de taladro.

16.6ppf x ((65.4ppg-steel – 11.2ppg-mud) ÷ 65.4ppg-steel) = 13.76 ppf buoyed

13.76ppf x 1200ft = 16,510 lbs down force

B. Calcular la fuerza hacia arriba debida a la presión de revestimiento actuando sobre la sarta de

taladro.

1,500psi x ( 4.5in2 x 0.7854) = 23,860 lbs force up

C. Considerando las partes A y B, la tubería se consideraría

a) Tubería ligera

b) Tubería pesada

d) Balanceada o neutra

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Rev 4, 08 / 2008 5

Rev 4, 08 / 2008 6


Migración de Gas

Se está taladrando un pozo a 10,000 pies cuando se decide hacer un viaje de broca. Después de sacar

1000 pies de tubería, los indicadores de manifestación han sido vistos y el pozo cerrado. El Gerente de

Sitio de Taladro de Oxy nota que las presiones estabilizadas de tubería de taladro y de revestimiento

comienzan a aumentar, por lo que sospecha que hay una burbuja de gas migrando en el agujero del

pozo.

Con base en la situación anterior, responda las siguientes preguntas. (Recuerde, trate de contestar con

un sentido de largo plazo, y no únicamente para los primeros pocos segundos.)

1. Asumiendo que la burbuja de gas ingresó al pozo por debajo de la broca, ¿cómo debería

relacionarse la SIDPP inicial con la SICP final?




2. Una vez que la burbuja de gas ha migrado más allá de la broca, ¿cómo se relacionará la SIDPP

con la SICP?





de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión en la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye



de Oxy purga fluido en el estrangulador, ¿qué le sucede al volumen del gas?

a) aumenta

b) disminuye



de Oxy purga fluido en el estrangulador que le sucede a la presión en la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye





de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión del fondo de pozo?

a) aumenta

b) disminuye




de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en el anular por debajo de la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye




de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión del revestimiento?

a) aumenta

b) disminuye




de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en el anular por encima de la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye




de la tubería de taladro, ¿qué le sucede a la presión en la burbuja?

a) aumenta

b) disminuye




del revestimiento, ¿qué le sucede a la presión del fondo de pozo?

a) aumenta

b) disminuye




po

G

CD

G

D C

Taller 2

1. Un pozo que fluye está cerrado-. ¿Cual lectura del medidor de presión se utiliza para determinar la presión de la formación?

a. Medidor de presión del múltiple BOP. b. Medidor de presión de la tubería de taladro de la consola del estrangulador. c. Medidor de presión de la tubería de taladro de la consola del perforador. d. Medidor de presión de la tubería de revestimiento de la consola del estrangulador.

2. La razón por la cual la presión del revestimiento es usualmente más alta que la- presión estática

de tubería de taladro es: a. Los cortes en el anular son más ligeros, por lo tanto crean una hidrostática más ligera en

en anular. b. El fluido del influjo es usualmente menos denso que el peso de lodo existente. c. La presión del revestimiento no necesariamente es más alta, depende de si se trata de

una operación mar adentro o en tierra. d. La única diferencia está en el tipo de medidores utilizados.

3. El aumento de presión debido a la migración de gas que no puede expandirse podría llamarse el

segundo aumento. El primer aumento usualmente ocurre entre 5-15 minutos o más después de que se cierra el pozo. ¿Qué factores tienen un impacto sobre el primer aumento?

a. Migración de Gas b. Pérdidas por fricción c. Permeabilidad d. Tipo de influjo

4. Usted tiene que aumentar la presión de la tubería de taladro en aproximadamente 100 psi

manipulando el estrangulador durante una operación para matar un pozo. De las siguientes opciones, ¿cuál elegiría?

a. Seguir cerrando el estrangulador hasta que usted vea que la presión en la tubería del taladro comienza a elevarse.

b. Aumentar la presión del revestimiento en 100 psi y esperar a que se eleve la presión en la tubería del taladro.

5. Durante la primera circulación del método del perforador, la presión circulante inicial era de 1075 psi

a 30 spm. El perforadora aumentó entonces la velocidad de la bomba a 35 spm, pero el operador del estrangulador continuó manteniendo "constante la presión de la tubería de taladro cierra comillas a 1075 psi. ¿Que le sucedió a la presión del fondo del pozo?

a. Aumentó b. Disminuyó c. Permaneció igual

6. Si un flotador del tipo sin puertos se corre en la sarta del taladro, la SIDPP correcta no puede

obtenerse. a. Verdadero b. Falso


7. El pozo está cerrado después de tomar una manifestación de un tipo anormalmente presurizada. Después de circular hacia fuera un influjo en la primera circulación, utilizando el "Método del Perforador" y detener la bomba, la SICP debería ser

a. Igual que la SICP original b. Menor que la SIDPP c. Igual a la SIDPP d. Ninguna de las anteriores

8. Durante una circulación típica de larga duración, al ajustar el estrangulador, el lapso de tiempo de demora hidráulica que toma para que un cambio en el estrangulador se muestre como un cambio en la presión de la bomba es de aproximadamente (Regla general):

a. 1 segundo por cada 1000 pies de profundidad de la broca b. 2 segundos por cada 1000 pies de profundidad de la broca c. 3 segundos por cada 1000 pies de profundidad de la broca

9. Para configuraciones de pila BOP, la presión de revestimiento se mantiene constante: (Elija tres respuestas):

a. Durante los procedimientos de arranque de la bomba en un método de presión constante de agujero del pozo.

b. Continuamente mientras se ventila gas a la superficie. c. Siempre que sea el momento de detener las bombas después de la primera circulación

del Método del Perforador d. Siempre, a medida que el gas migra hacia la superficie. e. Durante cualquier cambio de velocidad en la bomba mientras se circula una

manifestación.

10. Elisa las afirmaciones ciertas que relacionan las presiones en el pozo durante la primera circulación de un procedimiento de control de pozo con el Método del Perforador cuando se circula una manifestación de gas. (Más de una respuesta)

a. La presión en cualquier punto por encima de la burbuja de gas está disminuyendo. b. La presión en cualquier punto por encima de la burbuja de gas está aumentando. c. La presión de la burbuja de gas permanece igual. d. La presión de la burbuja de gas está disminuyendo. e. La presión en cualquier punto por debajo de la burbuja es constante. f. La presión en cualquier punto por debajo de la burbuja de gas está disminuyendo. g. La presión del fondo de pozo es igual o ligeramente mayor que la presión de la

formación.

11. Mientras se circula un influjo de gas, la presión en la zapata de revestimiento estará en el máximo o en la presión más alta tanto en "condiciones de cierre inicial", o cuando la:

a. Burbuja de gas está por encima de la zapata y el lodo pesado para matar se encuentra en la sección del agujero abierto

b. El lodo pesado para matar alcanza la zapata con el influjo de gas dentro del revestimiento c. La parte superior de la burbuja de gas alcanza la zapata d. La parte inferior de la burbuja de gas alcanza la zapata


12. Tomamos una manifestación y cerramos el pozo. Es una manifestación de 25 bbl de agua salada. A medida que se circula la manifestación de agua salada hacia arriba del agujero, el volumen del foso debería:

a. Aumentar b. Disminuir c. Permanecer igual

13. ¿Que causaría que calibre entrara en solución en presencia de un fluido base sub-saturado ( un fluido base que puede absolver más gas en solución)?

a. Presión disminuida b. Presión aumentada

14. ¿Qué hace que el gas "salga" de cualquier lodo que contenga gas en solución? a. La pérdida de presión hidrostática a medida que el gas alcanza la superficie b. Un aumento en la presión hidrostática en condiciones de fondo de pozo

15. Se cerró y estabilizó un pozo. Si el influjo es gas, marque con un círculo las respuestas que sean CIERTAS. (Más de una respuesta)

a. La SIDPP es mayor que la SICP b. La SICP es mayor que la SIDPP c. El gas no se expandirá si migra hacia arriba en el pozo cerrado, aumentando tanto la

SIDPP previa como la presión del fondo del pozo. d. A medida que el gas migra hacia arriba del anular, ocurrirá un aumento gradual pero

constante en la SICP y en la SIDPP.

16. El pozo está cerrado con una manifestación de gas. ¿Cuál de las siguientes precisiones NO AUMENTA con la migración del gas? El estrangulador permanece cerrado. No hay flotador en la sarta.

a. Presión del fondo de pozo b. Presión de zapata de revestimiento c. SICP d. Presión de la burbuja de gas e. SIDPP f. Presión de superficie g. Presión de formación

17. Cuando un influjo ingresa en el anular, ¿cuál de las siguientes afectará la presión de cierre del revestimiento?:

a. Volumen de influjo b. capacidad anular c. Densidad del influjo d. Presión de formación e. Todas las anteriores


18. Durante la perforación, el fluido de corte de gas reduce más la presión de fondo de pozo cuando el gas:

a. Se encuentra cerca de la superficie b. Se encuentra en o cerca del fondo c. Está aproximadamente a medio camino en el pozo d. Todas las anteriores

19. Cuando se circula una manifestación de gas hacia arriba del pozo, el volumen del foso de superficie:

a. Aumentará b. Disminuirá c. Permanecerá igual

20. ¿Es cierto que una manifestación del gas hidrocarburo ingresando al agujero siempre causará un aumento en el nivel del foso?

a. Cuando se perfora con lodo de base aceite Verdadero / Falso

b. Cuando se perfora con lodo de base agua Verdadero / Falso

21. Preguntas acerca de la ley de Boyle: Esta es una manifestación "suabeada". El volumen de la burbuja de gas es 10 bbl. La presión de la

burbuja de gas es 5200 psi. El peso del lodo es 10 ppg o 0.52 psi/pie. La profundidad del pozo es

10,000 pies TVD. (Ignore la presión atmosférica en sus cálculos.)

El pozo está abierto (no cerrado):

d) Si la burbuja de gas se dejara expandir libremente, ¿cuál sería el nuevo volumen de la burbuja de gas a 5,000 pies TVD?

(5200psi x 10bbls) ÷ (5000ft x 0.52psi/ft) = (5200psi x 10bbls) ÷ 2600psi = 20 bbls _____

e) Si la burbuja de gas se dejara expandir libremente, ¿cuál sería el la nueva presión de la burbuja de gas a 5,000 pies TVD?

5000ft x 0.52psi/ft = 2600_________ psi

El pozo está cerrado y estabilizado:

f) Las bombas de lodo se pusieron en línea con el estrangulador en posición cerrada. Por lo tanto, por no abrir el estrangulador de manera apropiada, la burbuja de gas se ha comprimido ahora a un nuevo volumen de 8 bbls. ¿Cuál es la presión de la burbuja de gas ahora?

(5200psi x 10bbl) ÷ 8bbl = 6,500 psi




Entender el control de pozos

G

CDG

D C

Taller 3

1. El perforador cierra el pozo en una manifestación de gas. A medida que el gas comienza a migrar, la presión de revestimiento ha aumentado en 100 psi. ¿Cuantos pies de lodo de 15 ppg se han deslizado por debajo de la burbuja para aumentar la presión en el pozo en 100 psi?

100psi ÷ 0.052 ÷ 15.0ppg = 128 ft

2. Después de permitir que la presión de revestimiento aumente 100 psi, el DSM purga lentamente pequeñas cantidades de lodo del anular mientras mantiene constante la presión de revestimiento. ¿Qué le está sucediendo a la presión de la burbuja de gas?

a) Está aumentando b) Está disminuyendo c) Se mantiene igual

3. ¿Cuál será la "tendencia" de la presión de revestimiento a medida que el DSM continúa con el Método Volumétrico?

a) Aumentar b) Disminuir c) Permanecer igual

4. Cuando se utiliza el Método de Esperar y Pesar del Método del Perforador, la presión estática de tubería de taladro circulante inicial (SIDPP) mas la presión de fricción a la tasa de matar circulante.


5. Mientras se utiliza el método Esperar y Pesar en un pozo altamente desviado, si el operador del estrangulador utiliza el estrangulador para mantener la presión de tubería de taladro según el programa de presión de tubería de taladro para un pozo vertical, la presión en la zapata:

a) Será menor de lo necesario b) Será mayor de lo necesario c) Será constante

6. Cuando se hace Bullheading, ¿es una práctica común sobre-desplazar la sarta de trabajo antes de detener la bomba?

a) Si b) No

7. ¿Cuál método de control de pozo minimiza la presión en la superficie? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico d) Depende de la geometría del pozo


8. ¿Cuál método de control de pozo minimiza la presión en la zapata de revestimiento? a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico d) Depende de la geometría del pozo

9. ¿Cuál método CBHP de control de pozo minimiza o reduce la cantidad de tiempo que el pozo está estático antes de comenzar a circular?

a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método Volumétrico

10. El método del perforador dará como resultado una presión de fondo de pozo más alta cuando se circula un influjo que el método de esperar y pesar.


11. ¿Cómo determinaría la presión inicial de circulación sin ninguna presión de tasa de circulación estuviera disponible? Asuma que el pozo se encuentra en tierra, se ha tomado una manifestación y se ha cerrado el pozo.

a) Añada 300 psi a la presión de revestimiento y acelere la bomba a velocidad para matar mientras utiliza el estrangulador para mantener constante la presión de revestimiento a (SICP + 300).

b) Lleve la bomba a la casa para matar mientras mantiene constante la presión de revestimiento mediante manipulación del estrangulador.

c) Circule a la tasa de bombeo para matar manteniendo 200 psi de contraprestación en el lado de la tubería de taladro/tubería con el estrangulador.


12. Mientras corre, el pozo comienza a patear. El perforador cierra el pozo. Profundidad de la broca 9000’ TVD.

Profundidad del pozo 10,000 ft TVD Peso de lodo el uso 10 ppg.

Revestimiento de 9-5/8" profundidad de zapata 7500 ft. Cap. Rev. =0.0758 bpf

Tamaño del agujero = 8-1/2" Cap. agujero = 0.0702 bpf

Cuellos de taladro 800' x 6-1/2" OD x 2-13/16" ID

DC Desp. metal. = 0.0330 bpf Cap. DC = 0.0075 bpf

Tubería de taladro 5" OD. DC Desp. metal. = 0.0075 bpf; DP cap.=0.01776 bpf.

Cap. DC/ agujero abierto. = 0.0292 bpf

Cap. DP/ agujero abierto. = 0.0459 bpf

Cap. DP/ revestimiento = 0.0505 bpf

Presión estática de revestimiento: 200 psi Influjo: 10 bbls.

Gradiente de influjo = 0.12 psi/ft. Influjo en el fondo; no migración.

¿Cuales la presión estática en la tubería de taladro? ___200____psi

Calcular el volumen de fluido a purgar por pie de sarta de taladro que se corre nuevamente dentro

del agujero. ______bpf.

5in2 ÷ 1029.4 = 0.024 bpf

¿Cuál es la nueva presión de revestimiento una vez que la broca está nuevamente en el fondo?

__280__psi

Altura de manifestación agujero abierto = 10bbl ÷ (8.5in2 ÷ 1029.4) = 142 ft

DC por Altura de manifestación agujero abierto = 10bbl ÷ ((8.5in2 - 6.5in

2) ÷ 1029.4) = 343 ft

Cambio en hidrostática = 201ft x ( 0.52psi/ft-lodo – 0.12psi/ft-gas) = 80 psi pérdida de hidrostática

200psi CP + 80psi = 280 psi Nueva CP

13. ¿Cuántos barriles del lodo deberían purgarse para reducir la cabeza hidrostática general en 100 psi en el siguiente ejemplo, en el cual el pozo manifestó estando fuera del agujero?

9-5/8" x 47 ppf; Cap. revestimiento = 0.07323 bbl/ft


100psi ÷ (15.4ppg x 0.052) = 125 ft

a) 9.1 bbl 125ft x 0.07323bbl/ft = 9 bbl b) 12.4 bbls. c) 10.9 bbls.

14. Una manifestación de gas ha sido cerrada estando fuera del agujero. Se observó una presión de revestimiento estática estabilizada. Algún tiempo más tarde, se observa que la SICP se ha elevado en 100 psi debido a la migración del gas. La capacidad del agujero es 0.07323 bbl/ft y el peso de lodo es is15.4 ppg. ¿Qué tan lejos se ha movido la burbuja hacia arriba en el pozo?

RESPUESTA:_125_____ pies. 100psi ÷ (15.4ppg x 0.052)


1 2

4 3

Torre

Aire

Anular

Presión

Múltiple

Presión

Acumulador

Presión

15. El objetivo del método volumétrico es:

a) Mantener constante la SICP. b) Mantener constante la presión del influjo. c) Mantener constante la suma de la presión hidrostática y la presión de revestimiento

dentro de un rango de trabajo. d) Mantener constante la presión del en la zapata.

16. En su torre, ¿cuáles son las presiones operacionales normales vistas en los siguientes medidores en el panel remoto?

Medidor No. 1 __+/- 120 __psi

Medidor No. 2 __700 a 1500 __psi

Medidor No. 3 __1500 ___psi

Medidor No. 4 __3000 ___psi

17. Si el medidor N. 1 en el panel remoto marca cero psi, ¿cuál de las siguientes afirmaciones de cierta? a) Aún puede operarse el preventor anular desde el panel remoto. b) Aún pueden operarse el estrangulador y las líneas de matar desde el panel remoto. c) No puede operar sin ninguna función de la pila desde el panel remoto. d) Todas las funciones en el panel remoto operarán normalmente.

18. ¿En cuáles dos medidores en el panel remoto esperaría usted ver una reducción en la presión cuando está cerrado el preventor anular?

a) Medidor 1 b) Medidor 2 c) Medidor 3 d) Medidor 4


19. Usted está probando una pila BOP de superficie con un tapón de prueba. Las válvulas laterales de salida por debajo del tapón deben mantenerse en posición abierta.

a) Porque la prueba creará cargas de gancho extremas. b) Debido al potencial daño al revestimiento/agujero abierto. c) De otro modo, se necesitaría circulación reversa para liberar el tapón de prueba. d) Para revisar en busca de fugas en el tapón de prueba, y para evitar presión atrapada por

debajo del tapón. e) A y B son correctas.

20. El propósito de tener fluido almacenado bajo presión en las botellas del acumulador es:

a) Reducir el tiempo de cierre de las funciones BOP. b) Permitir el cierre del BOP en caso de una falla de energía. c) Almacenar fluido hidráulico. d) Operar el estrangulador remoto. e) A y B son correctas.

21. Sobre una pila de superficie, el control puente sobre la unidad acumulador a y el panel remoto de los perforadores le permite poner presión completa a cuál de los siguientes:

a) Todas las funciones b) Anular únicamente c) Arietes únicamente d) Arietes y válvulas HCR únicamente

22. Al probar un ariete de tubería en una prueba BOP regular, se le informa que está saliendo fluido del agujero de desagüe sobre el ariete. ¿Qué acción debería tomar?

a) El "agujero de desagüe" únicamente verifica los sellos de la cámara de cierre, por lo tanto, déjelo así hasta el próximo programa de mantenimiento.

b) Energizada el anillo empaquetado plástico de emergencia. Si se detiene la fuga, déjelo así hasta el siguiente programa de mantenimiento.

c) El Sello del eje primario está goteando y debe repararlo inmediatamente. d) Los elementos empaquetado desde el ariete sobre el cuerpo del ariete están gastados y

deberían reemplazarse inmediatamente. e) Una fuga aquí es normal debido a que las caras segadoras metálicas en el ariete

necesitan lubricación para minimizar el daño.

23. En cada una de las siguientes tres preguntas, seleccione el tipo de válvula a los que usted cree aplica cada una de las siguientes afirmaciones:

TIPO A - IBOP, vástago de no-retorno en la válvula de seguridad

TIPO B - FOSV, válvula de seguridad de apertura total

a) Requiere el uso de una llave para cerrar. Tipo A o B

b) No debe correrse en el agujero en Tipo A o B

la posición abierta.

c) Debe bombearse para que abra para poder leer la Type A o B

SIDPP.


24. Después de conectar las mangueras de abrir y cerrar a la pila y de verificar la pre carga, usted primero debería:

a) Tomar una tasa de circulación lenta. b) Purgar las botellas del acumulador y verificar la pre carga. c) Hacer una prueba de funcionamiento a todos los elementos sobre la pila. d) Poner todas las funciones en neutro (bloquear) para cargar las mangueras.

25. La función principal del estrangulador en el sistema BOP general es:

a) Desviar el fluido al tanque de lodos. b) Desviar los contaminantes al tanque de quemado. c) Cerrar el pozo con suavidad. d) Mantener la contraprestación mientras se circula una manifestación.

26. El aumento de presión en el separador lodo/gas puede ser peligroso porque:

a) El gas puede reventar la línea de ventilación b) El gas puede desplazarlo do en la pierna líquida y luego alcanzar el área de la zaranda c) El estrangulador puede no funcionar apropiadamente d) El perforador puede estar fumando sobre el piso de la torre

27. Cuál es la presión de fractura en la zapata de revestimiento, dados los siguientes datos:

Presión de fuga de superficie = 1000 psi

TVD de zapata de revestimiento = 7500 ft


Respuesta:__5,290 psi__ = 1000psi + (11.0ppg x 0.052 x 7,500ft)

28. Para garantizar que se obtengan resultados correctos a partir de una prueba de fuga en la zapata de revestimiento, se han observado, medido y registrado de manera exacta varios parámetros críticos. Marque los parámetros críticos en la siguiente lista. (Elija TRES respuestas):

a) Tasa de bombeo constante b) Profundidad medida del zapata de revestimiento c) Volumen de lodo en el revestimiento. d) Densidad del lodo utilizado e) Profundidad vertical cierta de la zapata de revestimiento

29. ¿Cuál de las siguientes indicaciones posibles sugiere que la presión hidrostática del lodo y la presión de formación son casi iguales?

a) Un corte de perforación. b) Conexión de Gas c) Cortes grandes, astillados.


d) Gas del viaje e) Todas las anteriores

30. La presión de fractura es:

a) La presión creada por más de una columna completa de agua de formación nativa del área

b) La presión requerida para fracturar la formación, lo que lleva a pérdida de todo hacia la formación

c) La presión de una formación no consolidada, altamente permeable d) La presión requerida para que falle el asiento de la válvula en el extremo de fluido de

una bomba triplex

31. Calcular la presión de revestimiento de superficie para estos pozos: a) EMW o Fractura MW = 11.3 ppg

(a) MW de prueba = 9 ppg (b) TVD de zapata = 178,308.00 cm TVD CP = 700 psi

(11.3ppg – 9.0ppg) x 0.052 x 5,850ft=

b) EMW o Fractura MW = 13.2 ppg (a) MW de prueba = 11 ppg (b) TVD de zapata = 7.000 ft TVD CP = 800_psi

(13.2ppg – 11.0ppg) x 0.052 x 7,000ft =

c) EMW o Fractura MW = 14.1 ppg (a) MW de prueba = 10.5 ppg (b) TVD de zapata = 201,168.00 cm TVD CP = 1,235_psi

(14.1ppg – 10.5ppg) x 0.052 x 6,600ft =

32. Calcular el peso del lodo LOT/FIT o las EMW a partir de las siguientes pruebas de fuga. (No redondee la EMW)

a) Prueba de fuga de superficie = 1,250 psi (a) Zapata TVD = 6,500 ft TVD, Prueba MW = 9.8 ppg EMW= 13.4 ppg

(1,250psi ÷ 0.052 ÷ 6,500ft) + 9.8 ppg =

b) FIT Superficie Psi = 925 psi (a) Zapata TVD = 5,750 ft TVD, Prueba MW = 9.1 ppg EMW= 12.1 ppg

(925psi÷ 0.052 ÷ 5,750ft) + 9.1ppg =

33. Calcular la SIDPP de una manifestación de gas de "1.2 ppg" en un pozo de 6,250 ft TVD, zapata de revestimiento 4,500 ft TVD. Peso de lodo utilizado durante la perforación = 11.1 ppg.

a) 109 psi b) 390 psi 1.2ppg x 0.052 x 6,250ft = c) 281 psi d) 325 psi

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Entender el control

de po

G

CDG

D C Taller 4

1. ¿Cuál de las siguientes indica un wash-out del estrangulador?

a) Presión de tubería de taladro aumenta, presión de revestimiento permanece b) Presión de tubería de taladro permanece, presión de revestimiento aumenta c) Tener que cerrar continuamente el estrangulador para mantener la presión de la tubería

de taladro y de revestimiento d) Tener que abrir continuamente el estrangulador para mantener la presión de la tubería de

taladro y de revestimiento

2. Si hay un agujero en la tubería de taladro durante un evento de control de pozo, ¿cuál de las siguientes podría verse afectada?

a) Presión del fondo de pozo b) Presión de fricción de circulación c) Presión de fractura de formación d) Presión de cierre del anular

3. Se está matando un pozo utilizando el método del perforador.

SIDPP original = 500 psi

SICP original = 900 psi

Después de la primera circulación, se cierra el pozo y se permite que las presiones se

estabilicen.

SIDPP = 500 psi

SICP = 650 psi

Se recomienda no pasar más tiempo limpiando el agujero. ¿Cuál de las siguientes acciones

debe tomarse?

a) Continuar con el método del perforador (mantener constante la presión de revestimiento hasta que el lodo para matar alcance la broca)

b) Lodo para matar mediante bullheading dentro del anular c) Circulación reversa hasta que SICP = 500 psi d) Continuar de todas maneras limpiando el agujero

4. Se está matando el pozo, utilizando el método del perforador. El fluido se encuentra aproximadamente a medio camino en el anular. El operador del estrangulador nota que el estrangulador debe cerrarse gradualmente para mantener la presión correcta en la tubería de taladro. Debe haber un wash-out en la sarta.

¿Qué efecto tiene el cierre gradual del estrangulador sobre la presión del fondo de pozo?

a) Aumenta b) Disminuye c) Permanece constante

5. Mientras se espera que se estabilicen las presiones después de cerrar, usted nota que ambos medidores caen. Seleccione la causa más probable:

a) Ambos medidores fallaron b) Broca taponada c) Agujero en la sarta. d) Fractura de la formación

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6. Usted cierra un pozo que fluye con SIDPP de 200 psi y SICP de 0 psi. Decide observar el pozo abriendo el estrangulador, pero no hay flujo. ¿Cuál es el problema?

a) La válvula HCR aún está cerrada. b) Circulación totalmente perdida. c) Broca taponada. d) FOSV cerrado e) Ninguna de las anteriores

7. Se ha tomado una manifestación en agujero abierto. La tubería de taladro está taponada, usted no puede circular y no puede leer la SIDPP. Después de estabilizar, la presión de revestimiento comienza a aumentar y se sospecha una migración de gas. ¿Cuál de las siguientes técnicas de control de pozo utilizaría?

a) El Método del Perforador b) El método de Esperar y Pesar c) El método de Lubricar y Purgar d) El método Volumétrico

8. ¿Cuál de las siguientes afectará la tasa de bombeo (bpm) elegida para matar el pozo?

a) La capacidad de manipulación del separador lodo/gas (MGS) b) La capacidad de la sarta de taladro c) La capacidad del agujero abierto d) La capacidad de almacenamiento de químicos

9. Mientras circula una manifestación la presión de la tubería de taladro súbitamente pasar de 500 a 950 psi. La presión de revestimiento no cambia. ¿Qué debería hacer?

a) Cambiar a presión de revestimiento y mantenerla constante hasta que el pozo esté muerto;

b) Cerrar el pozo, leer las presiones y reestablecer la circulación con presiones nuevas. c) No hacer nada, continuar circulando, manteniendo 950 psi en la tubería de taladro; d) Desacelerar las bombas hasta que la presión en la tubería de taladro será de 500 psi.

10. Mientras mata el pozo, usted nota que se está acercando a la MASP con el influjo cerca del zapata. Se trata de un pozo profundo con una sección de agujero abierto corta. Usted debería:

a) Remover cualquier factor de seguridad de circulación b) Abrir el estrangulador para evitar exceder la MASP c) Comenzará bombear lodo para matar d) Llevar las bombas a una tasa más lenta

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11. Una manifestación está estática con 260 psi sobre la tubería de taladro y 520 psi sobre el revestimiento después de tomar una ganancia de 20-bbl mientras se perfora con lodo de 12 ppg. El revestimiento está colocado a 5000 pies (TVD) con gasto de filtración EMW de 15 ppg. La profundidad del pozo es 10,000 ft (TVD).

Asumiendo que el fluido de manifestación se encuentra por debajo de la zapata de

revestimiento, la densidad de lodo equivalente en la zapata es:

a) 2 ppg (520psi÷ 0.052 ÷ 5,000ft) + 12.0ppg = b) 13 ppg c) 14 ppg d) 15 ppg

La máxima presión del revestimiento que podría mantenerse sin exceder la presión de

fractura en la zapata de revestimiento es: (Asuma que la manifestación de gas está en el

agujero abierto).

f) 600 psi g) 780 psi (15.0ppg – 12.0ppg) x 0.052 x 5,000ft = h) 1,050 psi i) 2,140 psi j) 3,500 psi

12. Una manifestación está estática con 260 psi sobre la tubería de taladro y 520 psi sobre el revestimiento después de tomar una ganancia de 20-bbl mientras se perfora un pozo direccional con lodo de 12 ppg. El fondo del agujero de 8.5 pulgadas se encuentra a 10,000 pies de profundidad medida y la profundidad vertical cierta es de 5000 pies.

La densidad del lodo para matar (la más cercana a lo correcto) es:

e) 12 ppg f) 13 ppg 260psi ÷ 0.052 ÷ 5,000ft + 12.0ppg = g) 14 ppg h) 15 ppg

13. Estimar la presión de fondo de pozo en esta situación de workover de pozo: SITP = 2,300 psi SICP = 0 psi

Gradiente de presión de fractura = 0.832 psi/ft.

Gradiente de presión de formación = 0.676 psi/ft.



BHP= ___6,100___psi 0.676psi/ft X 9,025ft =

14. Los fluidos de completamiento son considerados generalmente como fluidos de tipo muy limpio.

c) Bajos en sólidos d) Altos en sólidos

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15. El peso del fluido es 8.9 ppg A 10,000 pies, se perforó el revestimiento a una zona a una presión de 6560 psi. ¿Cuál será la presión - estática de tubería?

a) 550 psi 6,560psi – (8.9ppg x 0.052 x 10,000ft) = b) 735 psi c) 1,930 psi d) 3,125 psi

16. Con el empacador colocado en su lugar, la presión estática de revestimiento mientras un pozo está en producción puede ser un indicador de lo siguiente:

a) El fluido del empacador es demasiado pesado b) Una falla en el empacador o una fuga en la tubería c) Un aumento en la presión del fondo del pozo. d) Todas las anteriores

17. Antes de ejecutar una operación de matar pozo tipo bullheading, se recomienda bombear en el anular y aplicar alguna presión adicional (por ejemplo 500 psi) para:

a) Ayudar a mantener en empacador asentado de forma apropiada b) Determinar si la tubería por el revestimiento comienza a gotear c) Proporcionar a la tubería más resistencia interna al reventón d) Todas las anteriores

18. ¿Cómo podemos haber que nuestra píldora viscosa (que se utiliza algunas veces para reducir la tasa de migración de gas) ha alcanzado las perforaciones mientras se hace bullheading?

a) El pozo deja de patear. b) La presión de la tubería aumentará.

19. Datos del pozo: SITP = 3,890 psi SICP = 0 psi

Gradiente de fractura = 0.7956 psi/ft.

Gradiente de formación = 0.6656 psi/ft.



Calcular el ppg equivalente del fluido en la tubería. __4.6____ppg

9,115ft x 0.6656psi/ft = 6,070 psi BHP 6,070psi – 3,890psi = 2,180 psi Hyd.

2,180psi ÷ 0.052 ÷ 9,115ft =

20. (Encierre en un círculo la respuesta correcta) se utilizan fluidos en lados opuestos deformaciones productivas para evitar daño permanente a la zona de paga.

a) Remedial b) Empacador c) Completamiento

21. (Verdadero o Falso) Las salmueras de completamiento son susceptibles a "Problemas de Cristalización". La cristalización se ve como si se estuviera formando hielo, y a menudo se le conoce como "congelamiento".

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22. En el método de circulación reversa de control de pozo el porcentaje más grande de pérdidas de presión friccional es . Usualmente, esto estaría sobre un lado de la tubería. Por lo tanto, cuando se reversa, la mayor parte de la presión de la bomba para circular se ejerce ahora sobre el anular.

a) Dentro del diámetro más pequeño b) Dentro del anular c) Las líneas de superficie

23. A es un dispositivo utilizado para sellar el área entre el revestimiento de la tubería. Su propósito es aislar el revestimiento de alta producción o presiones de estimulación y fluidos corrosivos.

a) Tapón puente b) Junta de Seguridad c) Tubería d) Empacador

24. A se utiliza para tener la capacidad de circular el anular entre la tubería y el revestimiento sin desasentar el empacador ni sacar la guía o el niple de sellado del empacador.

a) Niple No-go b) Mandril c) Empacador flexible d) Camisa deslizante

25. En relación con Operaciones Remediales, métodos que aumentan la productividad de un pozo incluyen operaciones tales como:

a) Fractura b) Acidificación c) Control de arena d) Cementación forzada e) Re-Perforación f) Inyección de químicos g) Side tracking h) Todas las anteriores

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Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión del fondo del pozo?

a) aumenta

b) disminuye



Gerente de Sitio de Taladro de Oxy no hace nada, ¿qué le sucede a la presión de revestimiento de

superficie?

a) aumenta

b) disminuye


14. Para controlar de manera correcta una burbuja de gas que migra, por encima de la broca, el

Gerente de Sitio de Taladro de Oxy debe purgar fluido en el estrangulador manteniendo constante la

presión de la tubería del taladro.

a) Verdadero

b) Falso

15. Los métodos correctos de control de pozo (Esperar & Pesar, Perforador, etc.) utilizan presiones

de fondo de pozo constantemente cambiantes para controlar las presiones de la formación y matar el

pozo.

a) Verdadero

b) Falso

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