Repositorio Digital UTE - Universidad Tecnológica Equinoccial

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DE LAS APLICACIONES DE CONTROL DE POZO
(WELL CAP: WELL CONTROL APLICATION), POR BROTES,
DURANTE
LA
PERFORACIÓN
PARA
DETERMINAR
LAS
CAUSAS QUE LOS ORIGINAN Y SUS TIPOS, CONTROL DEL
POZO
Y
EQUIPOS
DE
SUPERFICIE,
DE
ACUERDO
A
INFORMACIÓN DE EVENTOS ANTERIORES EN EL PERÍODO
2011"
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE
PETRÓLEOS
AUTOR
RUBÉN ROGELIO HIDALGO ULLOA
DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO MSc.
Quito, junio 2012
© UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL. 2012
RESERVADOS TODOS LOS DERECHOS DE REPRODUCCIÓN
DECLARACIÓN
Yo RUBÉN ROGELIO HIDALGO ULLOA, declaro que el trabajo aquí descrito es
de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
RUBÉN ROGELIO HIDALGO ULLOA
C.I. 171584883 - 2
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE LAS
APLICACIONES DE CONTROL DE POZO (WELL CAP: WELL CONTROL
APLICATION), POR BROTES, DURANTE LA PERFORACIÓN PARA
DETERMINAR LAS CAUSAS QUE LOS ORIGINAN Y SUS TIPOS, CONTROL
DEL POZO Y EQUIPOS DE SUPERFICIE, EN EL POZO CUYABENO 37 D”,
que, para aspirar al título de Tecnólogo de Petróleos fue desarrollado por
Rubén Hidalgo Ulloa, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de
Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el
reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
QUITO, 180 DE MAYO DEL 2012
SLN
SÓLIDO Y LODOS NACIONALES S.A.
Amazonas y Colón, Edif. Arista.. 5to piso, telf.: 2 256 3733
CERTIFICADO DE PRÁCTICAS PRE-PROFESIONALES
Señor Ingeniero
Jorge Viteri,
DECANO DE LA FACULTAD DE CIENCIAS DE INGENIERÍA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
QUITO.-
Por medio de la presente, la Empresa Sólidos y Lodos Nacionales S. A.,
certifica que el Señor Rubén Rogelio Hidalgo Ulloa con C. C. 171584883-2, en
el período del 3 de abril del 2012 al 22 de abril del 2012, desarrolló actividades
de Prácticas Pre-Profesionales en el Pozo Cuyabeno 37 D, tiempo durante el
cual participó en las actividades involucradas a los operaciones de perforación y
la recolección de datos para la realización de su tesis de grado.
El Sr. Rubén Hidalgo, puede hacer uso del presente certificado como mejor
convengan a sus intereses.
__________________
Ing. Marco Guamaní
Gerente General
DEDICATORIA
A mis padres, que con su ejemplo de fortaleza y superación, han guiado mis
pasos con amor y mucha entereza; y de quienes he recibido todos los dones
que con gracia y bondad se han convertido en el usufructo de mi vida.
Rubén R. Hidalgo Ulloa
AGRADECIMIENTO
Agradezco de forma muy especial al Ingeniero Patricio Jaramillo, quien ha sido
una elemental guía en el desarrollo de este trabajo de tesis, por sus consejos y
ayuda.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial por recibirme en sus aulas forjando en
mi una persona de criterio y alto interés de superación.
Rubén R. Hidalgo Ulloa
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN
xii
ABSTRACT
xiv
INTRODUCCIÓN
1
1 TEMA
1
1.2. GENERALIDADES
1
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
2
1.3.1 Planteamiento
2
1.3.2 Formulación
3
1.4. OBJETIVOS
4
1.4.1 Objetivo General
4
1.4.2 Objetivos Específicos
4
1.5. JUSTIFICACIÓN
5
1.6. METODOLOGÍA
6
1.6.1. Métodos
6
1.6.2. Técnicas
6
1.6.3. Tipo de Investigación
6
1.6.4. Población y Muestra
7
1.7. HIPÓTESIS
7
1.7.1 Hipótesis General
7
1.7.2 Hipótesis Específica
8
1.8. VARIABLES
8
1.8.1. Variable dependiente
8
1.8.2. Variable Independiente
9
2. MARCO TEÓRICO
10
2.1. BROTE
10
2.2. TIPOS DE PRESIÓN
10
i
2.2.1. Presión Hidrostática
10
2.2.2. Gradiente de Presión
12
2.2.3. Presión de Formación
13
2.2.4. Presión de Sobrecarga
14
2.2.5. Presión de Fractura
15
2.2.5.1. Prueba de Admisión LOT
15
2.2.5.2. Máxima presión anular permisible en superficie
17
2.2.5.3. Densidad lodo para fracturar
18
2.3. CAUSAS Y ORIGEN DE UN BROTE
20
2.3.1. Densidad insuficiente del lodo
21
2.3.2. Llenado insuficiente durante los viajes de tuberías
22
2.3.3. Contaminación del lodo con gas
24
2.3.4. Efectos de sondeo al sacar la tubería
26
2.3.5. Pérdidas en la circulación del lodo
29
2.4. INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE
31
2.4.1. Aumento del caudal (flow rate)
33
2.4.2. Flujo desde el pozo con bombas paradas
34
2.4.3. Aumento de volumen de lodo en tanques
35
2.4.4. Incremento en el rango de penetración
35
2.4.5. Incorrecto llenado del pozo durante los viajes
37
2.4.6. Disminución de la presión de bombeo - aumento de emboladas
de la bomba
38
2.4.7. Corte de lodo
39
2.4.8. Otros indicadores
39
2.5. PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DE POZOS
41
2.5.1. Procedimiento de cierre al estar perforando
45
2.5.2. Procedimiento de cierre al viajar con TP
47
2.5.3. Procedimiento de cierre al sacar o meter herramienta
(lastrabarrenas)
49
2.5.4. Procedimiento de cierre sin tubería dentro del pozo
49
ii
3. METODOLOGÍA
50
3.1. MÉTODO DEL PERFORADOR
53
3.2. MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR
57
3.3 MÉTODO VOLUMÉTRICO
61
3.4. CONSIDERACIONES SOBRE LOS MÉTODOS DEL PERFORADOR Y
EL MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR
63
3.5. ANÁLISIS DE LOS PRINCIPALES PROBLEMAS QUE PUEDEN
OCURRIR DURANTE UN CONTROL DE POZOS
64
3.5.1. Taponamiento de los jets de la broca
65
3.5.2. Liqueo del jet
66
3.5.3. Wash out en la sarta de perforación
66
3.5.4. Taponamiento repentino y total del choke
66
3.5.5. Bloqueo gradual del choke
67
3.5.6. Pérdida total de circulación
67
3.5.7. Daño en la bomba de lodo
68
3.5.8. Wash out del choke
68
3.6. EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE CONTROL
69
3.6.1. Cabezal de tubería de revestimiento
70
3.6.2. Conjunto de preventores
71
3.6.2.1. Códigos del arreglo de preventores
72
3.6.2.2. Preventor anular
78
Cuerpo
80
Cabeza
80
Pistón
80
Cámara de apertura y cierre
81
Unidad de empaque
81
Principios operacionales
84
3.6.2.3. Preventor de arietes
85
Cuerpo
88
Sistema de cierre / apertura
88
iii
Sistema asegurador de rams
88
Unidad de empaque
89
3.6.2.4. Múltiple de estrangulación
91
3.6.2.5. Kill lines
93
3.6.2.6. Choke manifold
94
3.6.2.7. Acumuladores
97
3.6.2.8. Componentes detallado sistema acumulador
3.6.3. Pruebas del acumulador y del preventor de reventones
105
112
3.6.4. Requisitos de capacidad de cierre de la unidad de bombeo del
acumulador
112
3.6.5. Prueba de cierre del acumulador
113
3.6.6. Inspección y prueba de preventores de reventones
114
3.6.7. Arietes y carretes de circulación
115
3.6.8. Anulares y desviadores
118
ANÁLISIS DE RESULTADOS
122
4.1. INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO CUYABENO 37 D
122
4.2 MAPA DE UBICACIÓN DEL POZO
123
4.3. EQUIPO DE CONTROL DEL POZO CUYABENO 37 D
124
4.4 RESPONSABILIDADES DEL PERSONAL DURANTE EL CONTROL DEL
POZO
125
4.5 CIRCULACIÓN DE UN BROTE MEDIANTE EL MÉTODO DEL
PERFORADOR Y EL MÉTODO DEL INGENIERO
128
4.5.1. Descripción del proceso de control del pozo con el método del
perforador
139
4.5.2. Descripción del proceso de control del pozo con el método del
ingeniero
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
140
143
5.1. CONCLUSIONES
143
5.2. RECOMENDACIONES
144
iv
GLOSARIO DE TÉRMINOS
146
BIBLIOGRAFÍA
149
ANEXOS
150
v
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Presión hidrostática
11
Figura 2. Gradiente de presión
12
Figura 3. Determinación del MAAASP
17
Figura 4. Relación valores de presión hidrostática
19
Figura 5. Efecto de sondeo
26
Figura 6. Medidores de flujo
33
Figura 7. Relación gradiente profundidad
36
Figura 8. Presión de bombeo método del perforador
56
Figura 9. Presión de bombeo método del ingeniero
60
Figura 10. Comportamiento presión casing y MAASP
63
Figura 11. Cabezal de tubería de revestimiento bridado
70
Figura 12. Preventores a ser utilizados
71
Figura 13. Arreglo de preventores
72
Figura 14. Arreglos API 2000 psi
73
Figura 15. Arreglos API 3000 – 5000 psi
74
Figura 16. Arreglos API 1000 – 15000 psi
75
Figura 17. Diagrama BOP segunda sección
76
vi
Figura 18. Diagrama BOP tercera sección
77
Figura 19. Componentes preventor anular
79
Figura 20. Componentes internos preventor anular
83
Figura 21. Preventor anular
84
Figura 22. Tipos de preventores de ariete
86
Figura 23. Componentes preventores de ariete
87
Figura 24. Preventor tipo ariete doble
90
Figura 25. Múltiples de estrangulación
91
Figura 26. Kill line
94
Figura 27. Manifold de choke
95
Figura 28. Diagrama de choke manifold
96
Figura 29. Componentes de los acumuladores
97
Figura 30. Acumuladores
101
Figura 31. Diagrama de componentes sistema acumulador
103
Figura 32. Componentes detallados sistema acumulador
104
Figura 33. Sistema de reguladores de presión BOP
110
Figura 34. Panel de operación de BOP
111
vii
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación: 2.1. Presión hidrostática
11
Ecuación: 2.2. Presión hidrostática
11
Ecuación: 2.3. Gradiente de presión
12
Ecuación: 2.4. Presión de formación
16
Ecuación: 2.5. MAASP
17
Ecuación: 2.6. Densidad de lodo de fracturamiento
19
Ecuación: 2.7. Máxima presión anular permisible
22
Ecuación: 2.8. Volumen extraído tubería seca
23
Ecuación: 2.9. Volumen extraído tubería llena
23
Ecuación: 2.10. Descenso nivel de lodo DP seco
23
Ecuación: 2.11. Descenso nivel del lodo DP lleno
23
Ecuación: 2.12. Descenso nivel de lodo último DP
24
Ecuación: 2.13. Disminución presión hidrostática
24
Ecuación: 2.14. Presión del fondo del pozo
25
Ecuación: 2.15. Presión de fondo
27
Ecuación: 2.16. Presión del fondo del pozo
27
Ecuación: 3.1. Presión inicial de circulación
51
viii
Ecuación: 3.2. Densidad del lodo de matado
53
Ecuación: 3.3. Presión final de circulación
55
Ecuación: 3.4. Número de botellas
100
Ecuación: 3.5. Factor de capacidad
100
Ecuación: 3.6. Volumen de fluido utilizable
102
Ecuación: 4.1. Altura de lodo contaminado
130
Ecuación: 4.2. Altura de lodo contaminado
130
Ecuación: 4.3. Capacidad volumétrica drill collar
130
Ecuación: 4.4. Volumen drill collar
131
Ecuación: 4.5. Densidad de fluido invasor
132
Ecuación: 4.6. Densidad lodo de control
133
Ecuación: 4.7. Caída de presión del sistema
134
Ecuación: 4.8. Presión inicial de circulación
135
Ecuación: 4.9. Diámetro del estrangulador
136
Ecuación: 4.10. Volumen de lodo de control
136
Ecuación: 4.11. Número de emboladas
137
Ecuación: 4.12. Cálculo del tiempo de bombeo
138
Ecuación: 4.13. Presión final de bombeo
138
ix
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Síntesis del origen y causas de brotes
31
Tabla 2. Síntesis indicadores que anticipan un brote
40
Tabla 3. Ejemplo de cálculo factor de capacidad
102
Tabla 4. Valores de densidad aproximados
133
x
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Taladro de perforación CCDC39
150
Anexo 2. Manifold de producción
151
Anexo 3. Bajada de tubería en mesa rotaria
152
Anexo 4. Broca embolada
153
Anexo 5. Pozo cerrado
154
Anexo 6. Cambio de broca
155
Anexo 7. Corrida de registros eléctricos
156
Anexo 8. Manifold de choke
157
Anexo 9. Columna de BOP
158
Anexo 10. Arreglo de kill line
159
Anexo 11. Preventores anulares y de arietes
160
Anexo 12. Botellas acumuladoras
161
Anexo 13. Interior preventor anular
162
Anexo 14. Interior preventor anular
163
Anexo 15. Packer del anular
164
xi
RESUMEN
El presente trabajo de titulación, relativo al control del pozo, debido a la
presencia de brotes durante la perforación, consta de cinco capítulos descritos
de la siguiente manera:
En el primer capítulo se presenta el planteamiento del problema, la justificación
y el lineamiento de los objetivos, tanto generales como específicos, mismos que
llevaron al desarrollo de la presente tesis y la determinación de conclusiones y
recomendaciones
En el segundo capítulo se determina las definiciones más importantes de
presiones y sus diferentes tipos, en el proceso del control del pozo, así como
también las probables causas de la presencia de un brote, y los procedimientos
de cierre del pozo, en el momento en que el brote ha sido detectado.
El tercer capítulo se refiere a los métodos de control del pozo tanto como el
método del perforador, así como el método de esperar y pesar (método del
ingeniero), el método volumétrico, un análisis de los problemas principales
presentados durante el control del pozo, y la descripción operativa de los
equipos de superficie para el control del pozo como preventores, arreglos de
BOP, choke manifold, acumuladores y múltiples de estrangulación.
El cuarto capítulo abarca una esquematización del control del pozo, mediante el
cálculo de los diferentes valores necesarios para determinar las características
operativas como la presión inicial de circulación, con la que se empezará a
desplazar el fluido invasor; hasta determinar la presión final de bombeo con la
que el fluido habrá de llegar a la superficie; así como la descripción de
operación en los dos métodos de control antes mencionados, y la disposición
del personal en el momento del desarrollo del control del pozo.
xii
En el quinto capítulo se señalan algunas conclusiones y recomendaciones,
acordes a los objetivos planteados.
xiii
ABSTRACT
This thesis work on the well control, due to the presence of flares during drilling
process, consists of five chapters described as follows:
Performed in the first chapter the problem statement, justification, and work out
the objectives, both general and specific, which lead me to the development of
this thesis and ending with conclusions and objectives at the end of
development.
Board in the second chapter of the most important definitions about pressure
and different types, in the process of well control, as well as the probable causes
of the presence of blowout, and procedures well shut-in at time the outbreak has
been detected.
The third chapter deals with methods of well control both the method of drilling,
as well as wait and weight method (method engineering), volumetric method, an
analysis of the major problems occurred during well control, and operational
description of the surface equipment for well control and blowout preventers,
BOP arrangements, choke manifold, accumulator and multiple strangulation.
The fourth chapter made a schematization of well control by calculating the
different values needed to determine the operating characteristics as the initial
pressure of circulation with which it begins to displace the invading fluid, to
determine the final pressure pumping which the fluid will reach the surface, and
a description of operation in the two control methods listed above, and the
provision of staff development at the time of well control.
In the fifth chapter ended with the conclusions and recommendations consistent
with the objectives.
xiv
xv
xvi
CAPÍTULO 1
CAPÍTULO I
1. TEMA
“ANÁLISIS DE LAS APLICACIONES DE CONTROL DE POZO (WELL CAP:
WELL
CONTROL
APLICATION),
POR
BROTES,
DURANTE
LA
PERFORACIÓN PARA DETERMINAR LAS CAUSAS QUE LOS ORIGINAN Y
SUS TIPOS, CONTROL DEL POZO Y EQUIPOS DE SUPERFICIE,
DE
ACUERDO A INFORMACIÓN DE EVENTOS ANTERIORES, EN EL PERÍODO
2011"
1.2. GENERALIDADES
Durante las operaciones de perforación de un pozo, la consideración de
mantener la presión hidrostática siempre mayor que la presión de formación, y
en equilibrio para no fracturar la formación, para siempre mantener el control del
pozo evitando un desequilibrio entre las presiones antes mencionadas.
Mantener el control de las operaciones preventivas, a la posibilidad de un
arrancón de elevada o baja consideración, mediante la correcta aplicación de
los métodos de control de arremetida, por aparición de brotes o aportaciones de
fluido por parte de la formación debido al desbalance del equilibrio de presiones
1
necesarios para el control continuo del pozo durante las operaciones de
perforación
Minimizar las pérdidas económicas, priorizando las vidas humanas, con la
correcta aplicación de los métodos del control del pozo mediante la aplicación
de los diferentes equipos en superficie, así como la correcta aplicación y
manejo del BOP (blow out preventor), montado en la superficie; previniendo
imprevistos o anormalidades en las condiciones de las formaciones a ser
perforadas.
Todos estas son las características que siempre se deberán mantener en
constante observación para que el proceso de la perforación sea tan
normalizado como la operación lo permita; de tal forma que las operaciones
sean desarrolladas en la forma más técnica y con los niveles de seguridad que
determinen una área de trabajo organizada.
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.3.1. Planteamiento
1.3.1.1 Durante una perforación, existen diferentes tipos de influjos
que causan problemas en el proceso de perforación y la manera de
controlarlos, previenen la posibilidad de que se produzcan arrancones
de pozo.
2
1.3.1.2 Desconocer las acciones a ser tomadas, en caso de
presentarse influjos o brotes durante la perforación, pueden provocar
accidentes en las instalaciones de perforación.
1.3.1.3 Establecer el manejo de cada uno de los equipos en superficie
(preventor de reventones, estrangulador, equipo auxiliar), y determinar
los diferentes métodos que permiten el control del pozo durante una
arremetida.
1.3.2.
Formulación
¿Puede la existencia de influjos, el tipo de brote presente, la falta de
conocimiento sobre las acciones correctivas, y la falta de conocimiento
operativo del equipo en superficie provocar problemas en la
perforación de un pozo?
3
1.4. OBJETIVOS
1.4.1. Objetivo General
Analizar los tipos de influjos que intervienen en la perforación de
un pozo, así como las causas e indicaciones de una arremetida,
descripción de los equipos y procedimientos de cierre.
1.4.2. Objetivos Específicos
1.4.2.1. Determinar las causas y tipos de influjos que originan una
arremetida del pozo.
1.4.2.2. Describir los equipos de control de pozos y su operación.
1.4.2.3. Establecer los parámetros de cierre del pozo durante una
arremetida.
4
1.5. JUSTIFICACIÓN
Durante la perforación ó rehabilitación de un pozo, se pueden presentar
problemas de influjo de fluido que pueden ocasionar arremetidas o reventones
de pozos, influyendo esto en la construcción del pozo y por ende en altos
desembolsos económicos.
En la actualidad la industria petrolera cuenta con diversos métodos y equipos
sofisticados para la prevención de arremetidas y control de pozos. También las
empresas petroleras invierten grandes sumas de dinero, desarrollando
programas de adiestramiento, para garantizar que el personal que trabaje en las
operaciones de perforación esté altamente capacitado para detectar y controlar
arremetidas y evitar que se convierta en reventones.
Aunque aumentan los riesgos, hay que taladrar usando lodos con pesos cerca
al equilibrio en estas áreas para obtener tasas de penetración máximas y costos
de pozos mínimo. Por esta razón, el personal de perforación debe estar en
capacidad de reconocer las señales de avisos de una arremetida o al igual que
un reventón en potencia, de programar las operaciones apropiadas para matar
el pozo, de tomar acción positiva para controlar el pozo.
5
1.6. METODOLOGÍA
1.6.1. Métodos
Con la aplicación del análisis se describirán los tipos de brotes que
se presentan durante la perforación; los equipos y su operación
para mantener el control del pozo; así como también se hará una
descripción de los parámetros que conlleven al cierre de un pozo
1.6.2. Técnicas
Observación de Campo
1.6.3. Tipo de Investigación
Descriptiva, porque permite comparar entre dos o más fenómenos,
situaciones
o estructuras de acción técnica, entre variables y
módulos de comportamiento según ciertos criterios.
6
1.6.4. Población y Muestra
Investigación desarrollada en la locación del campo Cuyabeno Pozo
37 D, durante la pasantía realizada en la empresa Sólidos y Lodos
Nacionales S. A.
1.7. HIPÓTESIS
1.7.1
Hipótesis General
Como establecer los parámetros para mantener el control del pozo,
durante la perforación mediante la descripción de los tipos de influjos,
y la operación de los equipos necesarios para el cierre del pozo de
ser necesario.
7
1.7.2.
Hipótesis Específica
1.7.2.1
La
determinación
de
los
parámetros
que
producen
arremetidas por influjos en un pozo durante la perforación podría
optimizar el control del pozo.
1.7.2.2 La descripción del manejo de los equipos de control del pozo
ayudarán a realizar las operaciones necesarias para cerrar el pozo
de ser necesario.
1.7.2.3.- Conocer las condiciones bajo las cuales el pozo debe ser
cerrado, para salvaguardar la integridad del equipo humano y
técnico, ayudará a mantener un control óptimo del pozo.
1.8. VARIABLES
1.8.1. Variable Dependiente
Los
influjos
producidos
en
perforación,
sus
tipos;
el
desconocimiento del equipo y su operación y la falta de criterio
para tomar las acciones correctivas necesarias.
8
1.8.2. Variable Independiente
Producirá la pérdida de control del pozo, por tanto habrá una
creciente alza de gasto, así como también se pondrá en riesgo
vidas humanas y la pérdida de equipo técnico de perforación.
9
CAPÍTULO 2
2. MARCO TEÓRICO
2.1. BROTE
Se define como la entrada de los fluidos que provienen de la formación hacia el
pozo, sean estos fluidos: gas, petróleo, agua, o una mezcla de estos.
Cuando un brote ocurre, el pozo desaloja una cantidad considerable del lodo de
perforación, y si no es detectado y controlado a tiempo puede producir un
reventón de pozo
2.2. TIPOS DE PRESIÓN
2.2.1. PRESIÓN HIDROSTÁTICA
(Ph) se define como la fuerza ejercida por una columna de fluido debido a la
densidad y altura vertical cuya unidad es (kg / cm2) o (lb / plg2).
10
Se determina mediante las fórmulas:
Eq. [2.1]
( )
(
)
Eq. [2.2]
( )
(
)
Figura 1. Presión hidrostática
WELL CONTROL SCHOOL, 2009, PRINCIPIOS DE CONTROL DE POZO
11
2.2.2. GRADIENTE DE PRESIÓN
(Gp) se define como la presión hidrostática que ejerce un fluido de densidad
determinada, que actúa sobre una columna de longitud unitaria.
Eq. [2.3]
(
)
Factor de conversión = 0,052, proviene de la necesidad de convertir el peso del
lodo expresado en (lb / gal) y una profundidad expresada en (pies) a una
presión expresada en (lb / plg2). (HYDRILL COMPANY, 2008)
NOTA: tomando en cuenta 1 ft de profundidad el gradiente de presión
hidrostática en un pozo es un valor que está en relación directa a la densidad
del lodo (a mayor profundidad mayor presión).
Figura 2. Gradiente de presión
WELL CONTROL SCHOOL, 2009, PRINCIPIOS DE CONTROL DE POZO
12
2.2.3. PRESIÓN DE FORMACIÓN
(Pf) se define como la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios
porosos de la roca, se la conoce también como presión de poro, la cantidad y
flujo de fluidos dependerá de las características de la formación: porosidad y
permeabilidad; y puede ser clasificada como normal y anormal.
Una formación con presión normal es aquella que se controla con densidades
del orden del agua salada
(1.02 gr/cm³; 1027 Kg/m³). (WELL CONTROL
SCHOOL, 2009)
Una formación con presión anormal puede ser de dos tipos:
a).- Subnormal que se controla con una densidad menor que la del agua dulce
(1.00 gr/cm³ = 1000 Kg/m³); una posible explicación de la existencia de este
tipo de presiones en la formación, es considerar que el gas y otros fluidos han
migrado por fallas u otras vías del yacimiento causando su despresionamiento.
b).- Anormalmente alta que se controlan con densidades equivalentes a
gradientes de hasta (0,224 kg / cm2 / m); se generan por la compresión que los
fluidos sufren en la formación debido al peso de los estratos superiores y se
consideran formaciones selladas, de tal forma que los fluidos no pueden
escapar hacia otras formaciones.
Gp ˂ 0,433 (psi/ft)
Presión anormal baja
0,433(psi/ft)≤Gp≤0,465(Psi/ft)
Presión Normal
Gp > 0,465(psi/ft)
Presión anormal alta
Riesgo de Kick
Riesgo de Kick
13
Para cálculos prácticos del control de pozo la Presión de formación (Pf) puede
ser calculada con la presión de cierre en la tubería de perforación (TP) y la
presión hidrostática en el fondo del pozo.
Eq. [2.4]
donde:
Pf= presión de formación
PCTP= presión de cierre en la tubería de perforación
Ph= Presión hidrostática en el fondo del pozo
Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales, tales
como la presencia de fallas, domos de sal, levantamientos y diferencias de
elevación de las formaciones subterráneas. (INSTITUTO DE CAPACITACIÓN
PETROLERA, 2008)
2.2.4. PRESIÓN DE SOBRECARGA
Es la presión impuesta por las rocas y los fluidos contenidos arriba del punto de
interés. Las rocas en el subsuelo generalmente tienen un peso estimado entre
18 a 22
(lb/gal) por lo que, un gradiente promedio de sobrecarga sería
aproximadamente
de
1
(lb/plg2/pie)
ó
1
(psi/
ft).
(INSTITUTO
DE
CAPACITACIÓN PETROLERA, 2008)
14
2.2.5. PRESIÓN DE FRACTURA
Es la cantidad de presión necesaria para producir una deformación permanente
(fallar o separar) las estructuras rocosas de la formación. No necesariamente al
superar la presión de formación se fracturará la formación.
La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), como
un fluido de densidad equivalente (ppg) o como la presión total calculada de la
formación (psi). Los gradientes de fractura aumentan normalmente con la
profundidad debido al incremento de la Presión de Sobrecarga. Formaciones
profundas, de alta compactación, requieren de presiones de fractura muy
elevadas para superar la presión de formación existente y la resistencia
estructural de las rocas. Formaciones poco compactadas, tales como las que se
encuentran debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes de fractura
bajos. (WELL CONTROL SCHOOL, 2009)
2.2.5.1. PRUEBA DE ADMISIÓN LOT
Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo
máximo (densidad del fluido) que el punto de prueba puede aguantar antes de
romper o fractura la formación
15
La presión de fractura es usualmente determinada por el leak-off test (prueba
de admisión). En la práctica el leak-off test determina la Máxima Presión
Anular Permisible en Superficie (MAASP), sin causar una fractura en la
formación. Considerando que la fractura es en el punto más débil justo debajo
del zapato del casing, la presión de fractura será calculada adicionando el valor
del leak-off test a la presión hidrostática en el zapato (Phs).
Procedimiento de leak-off test
El leak-off test es usualmente efectuado después de haber realizado el trabajo
del Casing
1. Drill collar es la sección de pozo abierto
2. Circule y acondicione el pozo
3. Levante la broca hasta el zapato
4. Cierre el BOP
El test podrá ser efectuado de dos maneras, bombeando:
a) volúmenes a intervalos de tiempos necesarios para balancear la presión
b) 10 a 20 gpm constante, con la unidad de cementación

los valores de presión obtenidos serán representados en un gráfico
tiempo vs presión.

el test finaliza cuando los puntos divergen considerablemente de la línea
recta (GANDOLFI, 2009)
16
Figura 3. Determinación del MAASP
GANDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
2.2.5.2. MÁXIMA PRESIÓN ANULAR PERMISIBLE EN SUPERFICIE
(MAASP)
Maximun allowable annular surface pressure, es la máxima presión en la
superficie anular justo inferior a la de la fractura en su punto más débil
(usualmente debajo del zapato del último casing).
Eq. [2.5]
17
donde:
MAASP = Máxima presión anular permisible en superficie
PFR = Presión de fractura
Phs = Presión hidrostática en el zapato
El MAASP es un valor muy importante para el control del pozo, depende de la
presión hidrostática en el zapato, entonces cambia con relación a la densidad
del lodo y, en caso de kick, con relación a la altura del influjo encima del zapato
del casing. (GANDOLFI, 2009)
Si se cambia la densidad del lodo la Presión hidrostática en el zapato también
cambiará, por consecuencia, debido a que la presión de fractura (PFR )es
constante, el MAASP variará como sigue:

Aumento densidad del lodo------------------Disminución MAASP

Disminución densidad del lodo------------ Aumento MAASP
2.2.5.3 DENSIDAD DEL LODO PARA FRACTURAR EL POZO
DFR nos permite representar la presión de fractura en términos que podamos
tener un valor referencial.
La DFR representa la densidad del lodo en condiciones estáticas, la cual
determina una presión igual a la presión de fractura.
18
Eq. [2.6]
[
]
donde:
DFR= densidad del lodo para fracturar el pozo
PFR= presión de fractura
H= Profundidad
Este valor es igual al máximo utilizable en el pozo, la densidad del lodo para
fracturar el pozo puede variar desde un mínimo, equivalente al gradiente de
presión normal, hasta un valor máximo correspondiente al DFR, tal como
muestra la Figura 4:
Figura 4. Relación entre valores de presión hidrostática
GANDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
19
El MAASP puede ser calculado a partir de la densidad de fractura (DFR)
Eq. [2.7]
(
)
(
(
)
)
donde:
MAASP = máxima presión anular permisible en superficie
DFR= densidad de fractura de la formación
HS= Altura del zapato
D = densidad del lodo
2.3. CAUSAS Y ORIGEN DE UN BROTE
Durante las operaciones de perforación, siempre se debe mantener la presión
hidrostática ligeramente mayor que la presión de la formación. De esta forma se
previene el riesgo de que un brote ocurra. En ocasiones sin embargo, la presión
de la formación superará la hidrostática y un brote ocurrirá, mismo que puede
originarse por lo siguiente:

densidad insuficiente de lodo

llenado insuficiente durante los viajes
20

sondeo del pozo al sacar tubería rápidamente

contaminación del lodo

pérdidas de circulación (HYDRILL COMPANY, 2008)
2.3.1. DENSIDAD INSUFICIENTE DEL LODO
Es una de las causas predominantes en el origen de los brotes, actualmente se
enfatiza en perforar con densidades de lodo mínimas necesarias de control de
presión de formación. Pero se deberá tener cuidado cuando se perforen zonas
permeables ya que, los fluidos de formación pueden alcanzar el pozo y producir
un brote.
Los brotes causados por densidades insuficientes de lodo pudieran parecer
fáciles de controlar con sólo el incremento de la densidad del lodo de
perforación. Por las siguientes razones, esto puede ser lo menos adecuado:

se puede exceder el gradiente de fractura

se incrementa el riesgo de tener pegaduras por presión diferencial

se reduce significativamente la velocidad de penetración
Las causas más comunes de una disminución no planeada del peso del lodo
son:
21

el funcionamiento defectuoso o fallas en el equipo de control de lodo

errores en la operación del circuito del lodo

lodo con características inesperadas
2.3.2. LLENADO INSUFICIENTE DURANTE LOS VIAJES DE TUBERÍAS
Es otra de las cusas predominantes de brotes, a medid que la tubería sale del
pozo el nivel del lodo disminuye por el volumen que desplaza el acero en el
interior del pozo. En función que la tubería es extraída y el pozo no se llena con
lodo, el nivel de éste decrece y por consecuencia también disminuye la presión
hidrostática. Esto se vuelve crítico cuando se saca la herramienta de mayor
desplazamiento como son: lastra barrenas y tubería pesante de perforación
(heavy weight drill pipe).
Según estipula la norma API-16D y API-RP59, al estar sacando tubería, debe
llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la
columna de lodo acuse una disminución de 5 kg/ cm2, en términos prácticos
cada cinco paradas de tubería.
Cuando la sarta de perforación es extraída, un volumen de lodo igual al
volumen de acero sacado debe añadirse al pozo para mantenerlo lleno y bajo
control primario.
Volumen de acero extraído=Volumen de lodo añadido
El uso de un trip tank (tanque de viaje), permite controlar cualquier disminución
en el nivel del lodo, también para pequeñas cantidades.
22
Se debe tener un cálculo continuo del volumen extraído, el descenso del nivel
del lodo en el pozo y la caída de presión hidrostática mediante:
1).- Volumen extraído (Ve)
a) tubería seca:
Eq. [2.8]
Ve = (longitud extraída)*(desplazamiento del acero)
b) Tubería llena:
Eq. [2.9]
Ve = (longitud extraída)*(desplazamiento total)
2).- Descenso del nivel del lodo ∆H

con dril pipe en el pozo
a) drill pipe seco:
Eq. [2.10]
í
b) drill pipe lleno:
Eq. [2.11]
í
23
c) último drill pipe:
Eq. [2.12]
í
3).- Disminución de la presión hidrostática ∆PH
Eq. [2.13]
(
)
(
)
2.3.3. CONTAMINACIÓN DEL LODO CON GAS
Debido a una reducción en la densidad del lodo por la presencia de gas en la
roca, en que la barrena ha penetrado se puede producir un brote. Si se perfora
demasiado rápido la roca, el gas contenido en los recortes, se libera
ocasionando la reducción en la densidad del lodo. Esto reduce la presión
hidrostática en el pozo, permitiendo que una considerable cantidad de gas entre
en el pozo.
En la superficie el gas puede ser detectado en forma de lodo "cortado" y una
pequeña cantidad de gas en el fondo representa un gran volumen en la
superficie. Los brotes ocurridos por esta causa, se transforman en reventones,
para lo cual se recomienda las siguientes prácticas:

reducir la velocidad de penetración

aumentar el gasto de circulación
24

circular el tiempo necesario para que el lodo se desgasifique
El riesgo de la expansión del gas y por ende la disminución de la presión
hidrostática con el peligro de que ocurra un kick. La cantidad liberada de gas
depende de:

régimen de perforación

grado de porosidad

diámetro del pozo
El gas en el lodo puede ser:
a) Drilling gas.- gas liberado de la roca debido a la acción de trituración de la
broca.
b) Connection gas.- gas que se acumula en el pozo durante las pausas para
adicionar paradas de tubería.
c) Trip gas.- gas que se acumula durante las pausas para cambiar la broca.
Esta pausa es de mucho más tiempo, y la acumulación de gas es mayor.
La presión, es la característica común de estos tipos de gas, que es menor a la
de la presión hidrostática cuando entran al pozo, generalmente estas
situaciones no presentan peligro, a menos que el volumen de gas sea elevado
La disminución de la presión hidrostática, el peligro resultante de la
contaminación del lodo, se puede determinar de dos formas:

de tablas empíricas

analíticamente mediante la siguiente fórmula
Eq. [2.14]
(
)
donde:
25
PH = Presión Hidrostática
D= densidad original del lodo
D1= densidad del corte de lodo
2.3.4 EFECTOS DE SONDEO AL SACAR LA TUBERÍA
Se refiere a la acción ejercida por la sarta de perforación dentro del pozo,
cuando avanza hacia arriba a una mayor velocidad que la del lodo, máxime
cuando se "embola" la herramienta con sólidos de la formación. Si esta
reducción de presión es lo suficientemente grande como para que la presión
hidrostática disminuya a un valor por debajo del de la formación, dará origen a
un desequilibrio que ocasionará un brote.
Figura 5. Efecto de sondeo
HYDRIL COMPANY, 2008, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
26
Este es un efecto conocido también como "Swabbing", que cuando se extrae la
tubería fuera del pozo la pérdida de cara se presenta en dirección hacia arriba y
disminuye la presión del fondo del pozo.
Eq. [2.15]
NOTA: el efecto de Swabbing es más peligroso durante la extracción de la
tubería con pozo estrecho.
Bajando la tubería al pozo las pérdidas de carga (surging) están en dirección
hacia abajo e incrementan la presión del fondo del pozo.
Eq. [2.16]
donde:
PB = presión de fondo
PH = Presión hidrostática
∆Pan = Variación de presión anular
El efecto de swabbing es considerable para los siguientes casos:

velocidad de viaje

reducción del espacio anular

longitud de la sarta en el pozo

viscosidad del lodo
27
El fenómeno se incrementa con la profundidad y llega a su máximo cuando la
broca está cerca del fondo del pozo. En este caso se debe reducir la velocidad
del viaje. Es también intensificado por obstrucción de arcillas en la broca o
sobre los estabilizadores.
NOTA: Variaciones de peso en la sarta de perforación durante un viaje son los
indicadores de efectos del Swabbing.
Un efecto de Swabbing se puede detectar mediante el trip tank. Controlando el
nivel del lodo, podemos saber si los fluidos han entrado en el pozo durante la
extracción. Si el volumen de lodo requerido para llenar el pozo durante la
extracción es menor que el calculado, significa que, una parte del acero de la
tubería extraída ha sido reemplazado por el fluido de la formación.
Sugerencias para reducir los efectos de swabbing:

Reducción de la velocidad de extracción: La velocidad de extracción
determina la extensión de la pérdida de carga debido al swabbing. El
efecto del swabbing aumenta considerablemente con la velocidad

Acondicionar el lodo, controlando sus características reológicas:
Mejorando las características reológicas del lodo antes del viaje reduce
el efecto swabbing y hace que la extracción sea una operación menos
delicada

Tener cuidado con el arrastre durante las maniobras: El arrastre durante
una maniobra es lo peor que puede suceder. En este caso, la operación
debe realizarse con mucho cuidado.

Aumente la densidad del lodo: La densidad del lodo puede ser
aumentada para reactivar la posible reducción del margen del viaje.
28

En un trabajo en particular en los viajes cortos es cuando se determina el
grado del swabbing: Cuando se perfora a través zonas mineralizadas,
antes de extraer la sarta es necesario realizar un viaje corto para
asegurarse si existe la posibilidad de causar un kick.
2.3.5. PÉRDIDAS EN LA CIRCULACIÓN DEL LODO
Es de los problemas más comunes durante las operaciones de perforación.
Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de la perforación, se
corre el riesgo de que se presente un brote, y éste incrementa al estar en zonas
de alta presión o en el yacimiento en pozos delimitadores y exploradores. Al
perder la columna de lodo, la presión hidrostática disminuye al punto de permitir
la entrada de fluidos de la formación al pozo, ocasionando un brote.
El término pérdida de circulación quiere decir que el lodo va desde el pozo
hacia la formación y puede ser:

parcial: cuando el lodo que sale es menor al de entrada

total: cuando no hay retorno de lodo del pozo
La pérdida total de circulación puede causar un Kick debido a que el nivel del
lodo en el pozo desciende.
La pérdida parcial sola no es causa directa de un Kick.
La pérdida de circulación ocurre en formaciones naturalmente fracturadas o
donde mecánicamente se ha inducido este efecto.
29
Las más importantes son:
causas naturales:
condiciones operativas

formaciones cálcicas

formaciones fracturadas

fallas

las
pérdidas
de
carga
sustanciales en el anular

surging

el comenzar la circulación a
través de pozos de pequeños
diámetro a gran profundidad

gumbo shale (arcilla pegajosa)
en el anular
30
Tabla 1. Síntesis del origen y causas de brotes
ORIGEN
FALLAS EN
EL
PRELLENADO
SION A –
DEL POZO
NORDE MODO
MAL
APROPIADO
Situacio- Fallas en el
nes
llenado
geológicuando se
cas
extrae la
naturales sarta
Aumento
de la
EFECTO
presión
de formación
Uso de
métodos
para
prevenir
las
PROCEDIMIENpresiones
TO A
de formaADOPTAR
ción
SWABBING
PERDIDA
DE
CIRCULACION
INSUFICIENTE
PESO DEL
LODO
Daños en el
equipo de
circulación o
errores de
operación
LODO CON
CORTE DE
GAS
Movimiento
del lodo en
el pozo
cuando se
hacen viajes
Causas
operativas y
naturales
Disminución
de la
presión
hidrostática
Variación de
la presión de
fondo del
pozo
Disminución Disminución de Disminución
de la
la presión
de la presión
presión
hidrostática
hidrostática
hidrostática
Uso del trip
tank para
determinar
la relación
entre el
acero
extraído y el
volumen de
lodo
añadido
Reducir la
velocidad de
la maniobra
y
acondicionar
el lodo.
Realizar una
maniobra
corta
Ajustar los
parámetros
de acuerdo
a las
condiciones
operativas
en el pozo
Chequear el
equipo y
trabajar con
cuidado
Fluidos de
formación
Chequear el
detector de
gas. Chequear
las
características
del lodo.
GANDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
2.4. INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE
En el momento en que un brote ocurre, el lodo es desplazado fuera del pozo. Si
dicho brote no se detecta a tiempo ni corregido, el problema puede agravarse
31
hasta el punto de ocurrir un reventón del pozo. Con la oportuna detección se ha
demostrado que hay una probabilidad del 98% de controlarlo.
Los indicadores de brote pueden ser agrupados en dos categorías:

Indicadores de brote en progreso
a) aumento del caudal (flow rate) durante la perforación
b) flujo desde el pozo con bombas paradas

indicadores de un posible brote
a) aumento de volumen en tanques
b) incremento del rango de penetración
c) incorrecto llenado del pozo durante los viajes
d) disminución de la presión de bombeo - aumento de las
emboladas de la bomba
e) cortes de gas en el lodo
f) disminución del peso de la sarta - aumento de la presión de
circulación
g) aumento del torque o arrastre (overpull)
32
2.4.1 AUMENTO DEL CAUDAL (FLOW RATE)
En condiciones normales la cantidad del lodo que sale del pozo es equivalente
a la que entra y corresponde al caudal (flow rate) de la bomba. Este equilibrio
es alterado por la entrada de fluido de formación en el pozo, y causa aumento
en el flujo saliente. El medidor de flujo indica las variaciones en el flujo
conectado al flow line nos permite detectar un brote inmediatamente.
Cuando la formación de donde proviene el fluido tiene permeabilidad baja,
puede ser difícil de medir las variaciones de flujo.
Figura 6. Medidores de flujo
GANDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
33
2.4.2. FLUJO DESDE EL POZO CON BOMBAS PARADAS
Es un seguro indicador de brote en progreso; sucede en pozos de diámetros
reducidos, donde las pérdidas de presión en el espacio anular son significativas.
En este caso, al parar la circulación, las pérdidas de presión en el anular se
anulan y entonces la presión de formación puede exceder a la presión
hidrostática, permitiendo así la entrada del fluido de formación al pozo.
Cuando las bombas en las plataformas, no estén bombeando el lodo dentro del
pozo, el lodo no debe estar circulándose desde el pozo. A veces el flujo tarda
unos segundos en detenerse cuando se paren las bombas. Sin embargo, el
flujo desde el pozo, cuando se hayan parado las bombas, es una muy buena
indicación de influjo, si el lodo en el tubo de perforación es más pesado que el
lodo en el anular, el pozo seguirá fluyendo hasta que se equilibre la presión
hidrostática en el tubo de perforación y la del anular.
Es fácil discriminar entre la presencia de desbalances y un influjo. Un influjo
generalmente fluirá cada vez con mayor velocidad, mientras que la presencia
de un desbalance en el tubo de perforación causará un flujo con cada vez
menor velocidad mientras se compensan las presiones hidrostáticas entre el
tubo de perforación y el anular.
34
2.4.3. AUMENTO DE VOLUMEN DE LODO EN TANQUES
Cuando un influjo está entrando al pozo, el volumen total del flujo saliente
aumenta. Por esto, cualquier aumento del volumen en tanques constituye un
indicador de brote.
Para este caso es necesario detener la operación presente y realizar una
prueba de flujo (flow check), si no se detecta un brote, habrá que revisar la
razón de la anormalidad.
Una alarma sonora indicará si hay variaciones de volumen en los tanques por
mínimas que éstas sean.
Sin embargo el volumen en los tanques puede ser relacionado a causas ajenas
al brote y pueden ser:

adición de significativas cantidades de material al sistema de lodo.

fugas o incorrecto uso de válvulas de sistema de lodo que causan
transferencia de líquido en los tanques.
2.4.4. INCREMENTO EN EL RANGO DE PENETRACIÓN
A medida que la profundidad aumenta el rango de penetración tiende a
disminuir, debido al incremento de la compactación del terreno. Un aumento de
rango muy notorio de penetración podría indicar la entrada en una zona con
35
presiones anormales, y es necesario parar la perforación para realizar un flow
check (prueba de flujo), para identificar la posibilidad de presencia de un brote.
En ausencia de un brote, el aumento del rango de penetración se debe a un
cambio en la formación.
Figura 7. Relación gradiente - profundidad
GANDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
El gráfico muestra la tendencia del gradiente de presión de formación con
respecto al gradiente del lodo. Muestra como la entrada en una zona de presión
anormal altera el equilibrio hidrostático con la consecuencia de un brote
Durante una perforación regular el valor del gradiente de presión ∆P es positivo.
En la fase de acercamiento a la zona de sobre-presión el gradiente de presión
∆P se reduce hasta tomar valores negativos cuando la broca afecta la
formación en sobrepresión.
36
2.4.5. INCORRECTO LLENADO DEL POZO DURANTE LOS VIAJES
Si al sacar tubería del pozo, el nivel del tanque de viaje disminuye menos de lo
esperado, existe la posibilidad de que haya una entrada del fluido de formación
al pozo. Las operaciones deben detenerse y examinar la condición del pozo
(flow check). Para determinar el grado de pistoneo (swabbing) existente debe
controlarse cuidadosamente el nivel de variaciones en el tanque de viaje.
El control de flujo (flow check) para determinar la condición del pozo puede
revelar tres situaciones posibles:
a) retorno al nivel normal
Esta es una situación peligrosa. la causa de la menor cantidad
para llenar el pozo se debe a una parcial obstrucción en el anular.
b) un nivel menor del esperado
El pistoneo (swabbing), crea un desbalance momentáneo en la
presión de fondo, con una mínima entrada de fluido de formación.
c) el pozo sigue fluyendo
Presencia de un brote en progreso.
NOTA: el uso del trip tank durante los viajes permite detectar situaciones
anormales en el pozo como migración de gas o fractura de la formación.
37
2.4.6. DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO - AUMENTO DE
EMBOLADAS DE LA BOMBA
Generalmente la densidad del fluido de formación es menor que la del lodo, por
tanto cuando hay una infiltración en el pozo, la presión hidrostática disminuye
en el anular, con la consecuente condición de desbalance del pozo; lo que
produce una caída en la presión de circulación y un eventual aumento en las
emboladas por minuto (SPM) de la bomba.
Esta condición revela la posibilidad de un brote y la operación debe detenerse.
Los cambios en la presión de la bomba podrán obedecer a varios factores tales
como:

taponamiento de alguna sección de la bomba

lodo aireado en la succión de la bomba

la falta de algún componente de la bomba

fugas en el tubo de perforación

fugas en las boquillas de la broca

pérdida de circulación y otros.
38
2.4.7. CORTE DE LODO
La presencia de fluido de formación en el pozo se puede detectar con la
observación de las características físico - químicas del lodo tales como:

densidad: disminuye con la entrada de fluido e formación al pozo.

contenido de clorato: aumento de cloratos indica entrada de agua nativa,
la salinidad del agua de formación es generalmente mayor que la del
lodo de perforación.
2.4.8. OTROS INDICADORES

Disminución del peso de la sarta de perforación y aumento de la presión
de circulación
Una disminución en el peso de la sarta, observando en el indicador de peso del
Martín Becker y un aumento en la presión de circulación indican un posible
brote. La presión del fluido infiltrado en el pozo ejerce una fuerza mecánica que
tiende a empujar la sarta hacia arriba.

Aumento del torque y/o arrastre (overpull)
En condiciones particulares la presión de formación tiende a reducir la apertura
del pozo, con un consecuente aumento del torque durante la perforación y
arrastre al agregar un nuevo drill pipe. (GANDOLFI, 2009)
39
Tabla 2. Síntesis de los indicadores que anticipan un brote
INDICADORES
CAUSAS
Aumento del caudal (Flow
Rate)
Brote
Flujo desde el pozo con
bombas paradas
Brote
DETECCION
ACCIONES
Medidor de flujo
Trip tank
Cierre del
pozo
Brote - Anomalías en Indicador de
el circuito de superficie nivel de tanques
Aumento del volumen de lodo
Alarma acústica
en tanques
Incremento del Rango de
Penetración
Incorrecto llenado del pozo
Sobrepresión, Brote
Registrador del
Rango de
Cambio de formación Penetración
Pistoneo, Brote
Trip Tank
Obstrucción en el
anular
Disminución de la Presión de
Bombeo – Aumento de
emboladas de la bomba
Brote
Fallas en la bomba
Lodo desbalanceado
Medidor
Cuenta
emboladas
Pare la
operación
Lavado en la sarta
Corte de gas en el lodo
Brote
Seguimiento
Contaminación del
lodo
Disminución del peso de la
Brote – Anomalías
sarta de perforación y aumento que deben ser
de la presión de circulación controladas
Indicador de peso
Brote – Anomalías
que deben ser
controladas
Indicador de peso
Aumento del torque y/o
arrastre
Control de
pozo (Flow
check)
Medidor
Torquímetro
GANDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
40
2.5. PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DE POZOS
Al manejar un brote se debe tener en cuenta los siguientes objetivos:
1.- Cerrar el pozo a la mayor brevedad posible para mitigar el impacto del
brote.
2.- El uso de procedimientos apropiados de control para matar el pozo de
forma segura sin lesiones al personal, o daños al equipo o al pozo.
3.- Mitigar los esfuerzos en el pozo, evitar el atasque de tubería, pérdidas
de circulación o problemas causados por errores técnicos.
Cuando se haya detectado un brote, lo más importante es mitigar la afluencia
de los fluidos de la formación. Mientras ésta sea menor, menores serán los
problemas en el control del pozo. Una vez que el pozo haya sido cerrado y las
presiones estabilizadas, no habrá mayor afluencia.
En años pasados, existía el concepto erróneo de que al cerrar el pozo, se
atascarían tubos, se perdería la circulación o se causaría un reventón
subterráneo. El atascamiento de los tubos es causado generalmente por
desprendimientos de lutitas. Esta condición podrá presentarse por varias
razones. Sin embargo, casi siempre habrá desprendimiento de lutita cuando se
presenta una situación de influjo; lo que se debe a altas presiones diferenciales,
que causan una inestabilidad del pozo. Cuando se equilibra la presión en la
formación y se disminuye la posibilidad de arrojar la lutita.
Cerrar un pozo en lugar de dejarlo abierto puede acusar problemas adicionales
de atascamiento de los tubos si hay pérdida de circulación, o cuando se
atasque cerca del zapato por presión diferencial. Esto obedece a los lodos de
alta densidad equivalente que se imponen en la formación cerca del zapato.
41
Mediante el control del pozo se constata la presencia de un brote, luego de
obtener el resultado, el pozo se cierra o continúa con las operaciones
necesarias; el control del flujo debe hacerse siguiendo los siguientes pasos:
Control de flujo (flow check)
Mientras se perfora

levante el Kelly antes de parar las bombas hasta que le tool joint del
último drill pipe este sobre la mesa rotaria de perforación

pare las bobas

realice el control de flujo
Durante un viaje

detenga el viaje

realice el control de flujo
Como resultado del control de flujo:
El pozo fluye:
se realiza el cierre del pozo
El pozo no fluye:
se continúa con las operaciones necesarias
Una vez asegurado que el pozo debe cerrase, según los procesos descritos en
la norma API RP 59, se debe realizar uno de estos:
42
CIERRE DURO (HARD SHUT - IN)
1.-Cierre el BOP
2.-Abra la válvula hidráulica del "choke
line"
CIERRE SUAVE (SOFT SHUT - IN)
1.-Abra la válvula hidráulica del "choke
line"
2.-Cierre BOP
3.-Registre las presiones balanceadas 3.-Cierre
SIDPP y SICPP
completamente
el
estrangulador (power choke)
4.-Registre la ganancia de volumen en 4.-Registre las presiones balanceadas
tanques
SIDPP y SICP
5.-Registre la ganancia de volumen en
tanques
BOP= BLOW OUT PREVENTOR, preventor de reventones
SIDPP= SHUT IN DRILL PIPE PRESSURE, presión de cierre de la tubería
SICP= SHUT IN CASING PRESSURE, presión de cierre en el casing
NOTA: es importante verificar periódicamente la disposición de las válvulas en
el choke maninfold, de acuerdo con el tipo de procedimiento. Al cerrar el pozo,
bajo presión, se corre el riesgo de fracturar la formación a la profundidad
correspondiente al zapato del casing. (GANDOLFI, 2009)
43
VENTAJAS Y DESVENTAJAS ENTRE CIERRE SUAVE Y DURO
PROCEDIMIENTO SUAVE
PROCEDIMIENTO
DURO
Hace más fácil el control de la
La operación toma menos
presión el casing, reduciendo
tiempo; menor entrada de
el peligro de fractura bajo el
fluido de formación al pozo.
zapato.
Al entrar menos fluido al
VENTAJAS
La apertura de la válvula
pozo, se tendrá un menor
hidráulica del choke line nos
SICP
permite, en ciertos paneles de
control, mantener abierto el
sistema
de
apertura
automático del estrangulador
(power choke.
Reducción
ariete",
del
"golpe
debido
al
de
Es más fácil y rápido
cierre
inmediato.
DESVENTAJAS
Un mayor riesgo de entrada
Gran riesgo de fracturar la
al pozo de mayor volumen de
formación bajo el zapato del
fluido de formación.
casing.
44
2.5.1. PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL ESTAR PERFORANDO
Una vez que le brote ha sido identificado, el pozo debe cerrarse para reducir al
mínimo la entrada del fluido invasor; los pasos a seguirse son como a
continuación sigue:
1.- Parar la rotaria, levantar broca para que su conexión inferior esté arriba de la
mesa rotaria.
2.- Parar el bombeo de lodo
3.- Observar el pozo y mantener la sarta suspendida
4.- Abrir la válvula de la línea de estrangulación
5.- Cerrar el preventor de arietes superior o el preventor anular
6.- Cerrar el estrangulador
7.- Medir el incremento en el nivel de los tanques
8.-Registrar las presiones de cierre de TP (tubería de producción) y TR (tubería
de revestimiento) durante cada minuto hasta la estabilización de la presión y
posteriormente cada cinco minutos sin que se rebase la presión máxima
permisible
9.- Observar que los preventores no tengan fugas
10.- Verificar la presión de los acumuladores
A este procedimiento se lo conoce como "Cierre Suave" y tiene dos ventajas:

Reducir el golpe de ariete y la onda de presión sobre el pozo y las
conexiones superficiales.
45

Permitir observar la presión del espacio anular y en caso de ser
necesario la desviación del flujo.
DIAGRAMA DEL PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL ESTAR PERFORANDO
Aumento del volumen
en tanques
Incremento del
caudal de salida
del pozo
Aumento del
Rango de
penetración
Procedimiento
-
Pare la perforación
Levante el Kelly
Pare la circulación
Realice un control de flujo (flow check) e
informe al supervisor y a los
representantes de la operadora.
el pozo no fluye
- Circule “bottoms up” para el análisis
de los recortes y verifique las
características del lodo
el pozo fluye
- Abra la válvula hidráulica del choke
line
- Cierre el BOP anular
- Cierre el estrangulador (power
choke)
- Registre las presiones balanceadas
SIDPP y SICP
- Registre las ganancias en tanques
46
2.5.2. PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL VIAJAR CON TUBERÍA DE
PERFORACIÓN
El procedimiento indicado de cierre es como sigue:
1.- Suspender el viaje dejando una junta sobre la mesa rotaria
2.- Sentar la tubería de perforación
3.- Instalar la válvula de seguridad abierta
4.- Cerrar la válvula de seguridad
5.- Suspender la sarta en el elevador
6.- Abrir la válvula de la línea de estrangulación
7.- Cerrar la válvula del estrangulador cuidando no rebasar la máxima presión
permisible en el espacio anular
8.- Anotar presiones de TP y TR
9.- Medir el incremento de volumen en los tanques de lodo
10.- Registrar las presiones cada minuto hasta estabilizarse, y después cada
cinco minutos
11.- Observar que los preventores no tengan fugas. (HYDRILL COMPANY,
2008)
47
DIAGRAMA DE PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL VIAJAR CON TUBERÍA DE
PERFORACIÓN
Si el nivel del lodo en el trip tank no corresponde al
volumen de acero metido o extraído del pozo
el pozo no fluye
- Regrese al fondo
- Repita el control de
flujo
el pozo no fluye
- Circule hacia la
superficie el influjo con
pozo abierto y a caudal
normal
Procedimiento
- Pare el viaje
- Realice un control de flujo (flow check) e
informe al supervisor y a los representantes
de la operadora.
el pozo fluye
- Instale una inside BOP en posición abierta y
luego ciérrela
- Abra la válvula hidráulica de la choke line
- Cierre el BOP anular
- Cierre el estrangulador (power choke)
- Conecte el kelly
- Abra la inside BOP, siempre que la lower kelly
cock haya sido instalada
- Registre, si es posible, la SIDPP y SICP
balanceadas
- Registre las ganancias en tanques
48
2.5.3. PROCEDIMIENTO DE CIERRE AL SACAR O METER HERRAMIENTA
(LASTRABARRENAS)
E procedimiento a seguirse es similar a los anteriores, con la diferencia de que
si se presenta un brote al sacar o meter herramienta se debe considerar la
posibilidad de bajar una parada de tubería de perforación con la posibilidad de
operar los preventores de ariete con un factor adicional de seguridad. En caso
de presentarse una emergencia la herramienta deberá soltarse en el pozo para
luego cerrarlo con el preventor de arietes.
2.5.4. PROCEDIMIENTO DE CIERRE SIN TUBERÍA DENTRO DEL POZO
1. Abrir la válvula de estrangulación
2. Cerrar el preventor de arietes ciegos o de corte
3. Colocar yugos o candados
4. Cerrar la válvula del estrangulador cuidando las presiones máximas
5. Registra las presiones cada minuto hasta estabilizarse y después cada 5
minutos
6. Observar que los preventores no tengan fugas (HYDRILL COMPANY, 2008)
49
CAPÍTULO 3
3.- METODOLOGÍA
Existen varios métodos para mantener el control del pozo, pero todos confluyen
a el hecho de mantener la presión en el fondo del pozo dentro del nivel
deseado, que normalmente es por encima de de la presión de formación para
evitar el influjo del fluido de la formación.
Algunas de las técnicas del control de pozo proveen los métodos para la
circulación de un fluido de control o para que el pozo alcance el nivel deseado
de control de presión. También que se permite que se bombee fluido en el pozo
sin retornarlo a la superficie; las técnicas que no tienen que ver con el bombeo
permiten el control de la formación y / o que las herramientas entren o salgan
del pozo con deslizamiento.
Las metas comunes de éstas técnicas son el de controlar los influjos de la
formación que está produciendo y evitar la pérdida de circulación. La diferencia
en estos métodos radica en el incremento del peso del fluido y si habrá
circulación dentro del pozo.
3.1. MÉTODO DEL PERFORADOR
Considerado como el método más simple para el control del pozo ya que no
requiere da cálculos complicados y se acomoda a diferentes situaciones.
Este método puede ser dividido en dos fases:
50

PRIMERA CIRCULACIÓN: deberá circularse primeramente con el lodo
original para evacuar el primer influjo.

SEGUNDA CIRCULACIÓN: deberá realizarse con el lodo más pesado
con la finalidad de desplazar el lodo original y poder balancear la
columna hidrostática nuevamente.
PRIMERA CIRCULACIÓN
1. Calcule la presión inicial de circulación
Eq. [3.1]
donde:
ICP = presión inicial de circulación
SIDPP = presión de cierre en la tubería de perforación
PL = Presión a caudal reducido, requerida para circular lodo a razón de
circulación mínima.
2. Empezar a bombear lentamente incrementando las emboladas hasta
alcanzar el caudal mínimo de circulación pre-establecido, paralelamente regular
el power choke de tal manera que se mantenga el SICP (Presión de cierre en el
casing) constante.
Cuando la bomba alcance el caudal mínimo de circulación, con la finalidad de
mantener la presión de fondo constante, es necesario:

mantener las emboladas de la bomba constantes

mantener la presión inicial de circulación (ICP) constante

mantener la densidad del lodo uniforme en todo el sistema
51
Sin embargo, durante el tiempo de estabilización, la presión en la tubería puede
aumentar gradualmente, por lo tanto es necesario tener bajo control la SICP
(Presión de cierre en el casing).
3. Tan pronto como se haya alcanzado el número mínimo de emboladas
preestablecidas, registrar el valor de presión de circulación.

si el valor es igual al ICP (presión inicial de circulación) calculado, la
situación es normal.

si el valor es ligeramente diferente, la situación puede ser aún normal. La
diferencia puede deberse a una variación en la eficacia volumétrica de la
bomba y al tiempo de registro del valor de PL

si el valor es considerablemente diferente, la situación es anómala, se
debe parar el bombeo, revisar cual es la causa de tal diferencia y
resolver el problema antes de continuar.
4. Continuar circulando hasta que se haya desalojado completamente el fluido
del influjo manteniendo la presión de circulación y constantes las emboladas en
la bomba. Basándonos en el principio del tubo en U, las variaciones de los
valores de ICP pueden ser compensados por los valores en SICP (Presión de
cierre en el casing) a través del choke. En este caso debemos tener en cuenta
que todos estos cambios serán transmitidos al manómetro de la tubería de
perforación después de un tiempo, debido a la profundidad del pozo (la
propagación de la onda) de presión se moviliza a través del lodo
aproximadamente a 985 ft/s). En términos prácticos, luego de haber regulado el
choke a una cierta medida, deberá transcurrir el tiempo suficiente para poder
percibir en el manómetro la presión correspondiente.
5. Finalice la circulación cuando el influjo haya sido completamente desalojado
y verificar que:
SICP = SIDPP
52
SICP = Presión de cierre en el casing
SIDPP= Presión de cierre en la tubería de perforación
Esta situación puede verificarse ya sea con circulación o en condiciones
estáticas
Se puede saber si la operación fue satisfactoria parando la bomba, cerrando el
choke y luego leer las presiones estabilizadas de SIDPP y SICP

si ambas son iguales, esto significa que el influjo fue circulado y sacado
en el pozo por lo tanto la primera circulación ha terminado.

si el valor de SICP es mayor que el SIDPP, quiere decir que todavía
queda algo del influjo anular y que por lo tanto deberá continuarse con la
circulación a fin de sacar todo el influjo del pozo.

si son iguales, pero mayor que el valor esperado, significa que en el
momento de parar la bomba fue atrapada alguna presión. Este exceso
debe ser liberado a través del choke. La confirmación de que haya sido
atrapada una presión se ve cuando cae la presión en el drill pipe
mientras se desfoga con el choke.
SEGUNDA CIRCULACION
1. Preparar el lodo para controlar el pozo que se calcula de la siguiente manera:
Eq. [3.2]
(
)
donde:
KMD = Densidad para matar el pozo
OMD = Densidad original del lodo
53
SIDPP= Presión de cierre en la tubería de perforación
TVD= Profundidad vertical verdadera
2. Preparar los datos para circular, significa tener listo:
 el número de emboladas necesarias para reemplazar el volumen interno
de la sarta de perforar (esto requiere de una conversión de volumen a
emboladas de la bomba)
 programe el contador de emboladas
3. Circule hasta que el lodo original haya sido desplazado del interior de la sarta
manteniendo SICP (Presión de cierre en el casing) constante.
Si al final de la primera circulación la bomba esta parada, es necesario
encenderla nuevamente incrementando las emboladas lentamente hasta el
valor de PL (Presión a caudal reducido, requerida para circular lodo a razón de
circulación
mínima)
manteniendo
SICP
constante
hasta
completar
el
desplazamiento del volumen interno de la sarta de perforar.
Durante esta fase, corno en la primera circulación, las emboladas de la bomba
deben mantenerse constantes.
Si la bomba no ha sido parada, la circulación puede continuar con los mismos
parámetros.
En esta fase la presión hidrostática se irá incrementando gradualmente debido
al lodo pesado, por lo que la SIDPP (Presión de cierre en la tubería de
perforación) irá reduciéndose gradualmente hasta llegar a cero por otro lado la
presión de circulación también disminuirá.
4. Registre el valor de la presión final de circulación (FCP)
Al final del desplazamiento del lodo dentro de la sarta, el valor de la presión de
circulación debe ser registrado y mantenido constante durante todo el tiempo
que sea necesario para desplazar el lodo del anular.
54
El valor registrado debe ser comparado con el calculado previamente (FCP) con
la siguiente fórmula:
Eq. [3. 3]
(
)
FCP= Presión final de circulación
PL= Presión a caudal reducido, requerida para circular lodo a razón de
circulación mínima
KMD= Densidad para matar el pozo
OMD= Densidad original del lodo
Los dos valores deberán coincidir.
5. Complete la circulación hasta desplazar totalmente el volumen anular
manteniendo el valor de FCP constante. Pare la circulación y verifique las
presiones.
6. Si la situación es aparentemente normal abrir el BOP y ver si hay flujo del
pozo, luego continuar con el acondicionamiento del lodo.
Durante un control de pozo se deben registrar los siguientes parámetros (con
intervalos de 5 a 10 minutos):

Presión de Circulación

SICP

Emboladas en la bomba (STRK/min y acumuladas)

Densidad del lodo (entrante y saliente)

Volumen en tanques
55

Posición del Choke
El conocimiento de estos datos será muy útil para poder detectar eventuales
anomalías durante el control del pozo. (GANDOLFI, 2009)
NOTA: El método de perforador requiere de un ciclo completo para que los
fluidos invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con
densidad original a un gasto y presión (Figura 8) constante y un estrangulador
ajustable.
Figura 8. Presión de bombeo, método del perforador
HYDRILL COMPANY, 2008, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
56
3.2. MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR
El método de esperar y pesar requiere solo de una circulación hecha con el lodo
pesado. El método consiste de esperar, antes de empezar el control del pozo,
un tiempo suficiente como para preparar el lodo pesado y poder iniciar el
procedimiento de control de pozo.
La circulación con el lodo pesado produce dos efectos:

El lodo original es desplazado por un lodo más pesado capaz de darnos
una carga hidrostática suficiente para balancear la presión de formación;

Al mismo tiempo, el fluido que ha ingresado al pozo es llevado a
superficie y descargado.
El método consiste en esperar, antes de empezar el control del pozo, un tiempo
suficiente como para pesar el lodo pesado y poder iniciar el procedimiento de
control de pozo.
El lodo pesado debe estar listo sin demora para iniciar el procedimiento de
control ya que la migración del gas continúa durante el tiempo entre el cierre del
pozo y el inicio de la circulación.
PROCEDIMIENTO OPERATIVO
Con el pozo cerrado y esperando la estabilización de la presión, el
procedimiento requiere como primer paso llenar la hoja de control o "kill sheet".
La hoja del kill sheet es un formato que contiene seis secciones:
1. Preparación del lodo pesado
Mientras se prepara el lodo pesado, el perforador debe controlar las presiones
en la tubería y en el casing.
57
Para mantener la presión de fondo constante, la presión en la tubería no debe
incrementarse.
Para eliminar un posible incremento de presión se debe desfogar un poco de
lodo por el choke hasta que la presión en el AP haya retomado a su valor
original (SIDPP).
2. Encender la bomba
Cuando se empieza con la bomba lentamente llevar las emboladas al valor
registrado de PL (Presión a caudal reducido, requerida para circular lodo a
razón de circulación mínima) y regular el power choke de tal manera que el
valor de SICP (Presión de cierre en casing) se mantenga constante.
Cuando el valor de las emboladas calculadas haya sido alcanzado debe
compararse el valor de la presión de circulación con el valor de ICP (Presión
inicial de circulación) calculado.

si el valor de la presión es igual o ligeramente diferente, la situación
puede ser considerada normal. La diferencia puede deberse a una
variación en la capacidad volumétrica al momento de registrarse el
valor de PL.

si el valor es sustancialmente diferente la situación es anormal. Debe
detenerse la operación, determinar la causa y solucionar el problema
antes de continuar.
El contador de emboladas es colocado en posición cero cuando el lodo pesado
llega al kelly. Desde ese momento empieza el tiempo necesario para desplazar
el lodo original. Para este propósito es necesario conocer el volumen de lodo en
las líneas de superficie con el objeto de determinar el número de emboladas
necesarias.
3. Desplazamiento del volumen interno de la sarta de perforación
58
En esta fase la presión de circulación decrece progresivamente de ICP a FCP
debido a la disminución del SIDPP.
La presión de fondo se mantiene constante debido a que esta disminución es
compensada por el incremento de la presión hidrostática del flujo de lodo
pesado.
La SIDPP desaparecerá completamente cuando el lodo pesado haya alcanzado
la broca. Esta disminución es controlada con el uso adecuado del power choke.
4. Desplazamiento del volumen anular
Cuando el lodo pesado haya alcanzado la broca, la presión final de circulación
(FCP) debe mantenerse constante hasta el final de la operación.
5. Parar la circulación y ver las presiones. Si la situación es normal, abrir el
BOP, realizar una prueba de flujo, acondicionar el lodo y reiniciar el trabajo.
(GANDOLFI, 2009)
NOTA: Este método implica cerrar el pozo mientras se espera la preparación de
un lodo con densidad adecuada para equilibrar la presión hidrostática con la
presión de la formación (Figura 9)
59
Figura 9. Presión de bombeo método del ingeniero
HYDRILL COMPANY, 2008, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
60
3.3 MÉTODO VOLUMÉTRICO
Se puede describir el Método Volumétrico como un medio para proveer una
expansión controlada del gas durante su migración. Se puede usar desde el
momento en que se cierra el pozo después de un amago o kick, hasta que se
pueda poner en marcha un método de circulación y se pueda usar, para traer
un amago o kick de gas a la superficie sin usar una bomba. A igual que con
otros métodos de presión constante en el fondo del hoyo, el Método
Volumétrico está basado en los principios de la Ley de Gas. Cambia la presión
por volumen en el momento apropiado para mantener una presión en el fondo
del hoyo que es igual a, o un poquito más alta que, la presión de la formación
con el amago o kick, sin exceder la presión de fractura de la formación.
La intención del Método Volumétrico no es la de controlar el amago de un
reventón, sino más bien es un método para controlar las presiones de fondo y
en la superficie hasta que se puedan iniciar los procedimientos de control. En
los casos de amagos descomprimidos, se puede usar este método para traer
el influjo a la superficie. Y, siempre y cuando que no se permita el ingreso de
ningún flujo adicional, las técnicas volumétricas se pueden usar para
reemplazar el gas con fluido para que el pozo vuelva a tener el control de la
presión hidrostática.
La preocupación principal es que el gas que migra puede causar incrementos
en la presión en la superficie, en el fondo y en todo el pozo que, a su vez,
podrían causar la falla de los equipos en la superficie o de la tubería de
revestimiento, o una falla en la formación con las resultantes pérdidas de
retornos y posiblemente un reventón subterráneo. El Método Volumétrico
reduce estas presiones altas por medio de una purga sistemática de fluido para
permitir la expansión del gas.
61
Hay varias situaciones en que se podría aplicar el Método Volumétrico.

La sarta está fuera del hoyo

Las bombas no pueden operar debido a algún malfuncionamiento
mecánico o eléctrico

La sarta está taponada

Hay un período de cierre como para incrementar el peso del fluido de
perforación antes de usar Esperar y Pesar, o para reparaciones en los
equipos de
superficie (estrangulador, tubería, mezcladores de fluido,
etc.)

Un derrumbe en la sarta de perforación que impide el desplazamiento del
amago o kick por uno de los métodos de circulación

La sarta está a una distancia considerable del fondo y el amago del
reventón está por debajo de la sarta

Se acumula presión en la tubería de revestimiento en un pozo de
producción o inyección debido a una fuga en la tubería o el empaque
Durante operaciones de deslizamiento (stripping) o intervención con presión.
Por lo general se puede determinar la necesidad de usar el Método Volumétrico
por el comportamiento de la presión en la tubería de revestimiento tan pronto
como apenas unos minutos después de que se ha cerrado el pozo. Si la presión
en la tubería de revestimiento no se incrementa después de unos 30 minutos,
probablemente no hay ningún gas asociado con el amago o kick. (con
excepción de los pozos con fluido a base de aceite o que están sumamente
desviados, donde la solubilidad o el ángulo del hoyo puede impedirlo o hay una
migración lenta.)
Si la presión de la tubería de revestimiento sigue incrementándose por encima
de la presión de cierre original, hay gas. Existe la posible necesidad de usar el
Método Volumétrico cuando hay demoras en iniciar un método de circulación
principal.
62
3.4. CONSIDERACIONES SOBRE LOS MÉTODOS DEL
PERFORADOR Y EL MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR
Figura 10. Comportamiento de la presión en el casing y el MAASP
HYDRILL COMPANY, 2009, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
63
3.5. ANÁLISIS DE LOS PRINCIPALES PROBLEMAS QUE
PUEDEN OCURRIR DURANTE UN CONTROL DE POZOS
entrada
Salida
▲
▼
▼
▼
▲
▼

▲
▲
▲
▲
Daño en la bomba de lodo
▲
▼


▲
▲


▼
▼

▼
▼
▼
▼
▼
▼
▼
▼
▼
▼
▲

Wash out en el choke
Casing
y choke
y broca
▲
Bloqueo gradual del choke
Pérdida total de circulación
Sarta
Pres. de fondo
Taponamiento repentino y
total del choke
Pérdidas de
carga
Caudal
Apertura
choke
Wash out en la sarta de
perforación
Nivel tanque
Liqueo de un jet
ANÁLISIS
Pres. choke
Taponamiento de los jets
de la broca
Pres circ.
PROBLEMAS
INDICADORES
▼
▼
▼






▼
▼

▼

64
Decremento Agudo▼
Decremento
Incremento Agudo▲
Incremento 
HYDRILL COMPANY, 2008, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
La columna de apertura de choke" muestra los ajustes del choke (incremento o
disminución de la apertura). Para neutralizar el efecto del problema en forma
manual, En la columna de ANALISIS se muestra el resultado del ajuste del
choke sobre PL (Presión a caudal reducido, requerida para circular lodo a razón
de circulación mínima) y PB (Presión de fondo), y también que podría suceder
si no se realiza ningún ajuste. Por ejemplo en el wash out, en el choke vemos
una disminución en la apertura del choke anula la caída de PL y PB que de
alguna otra manera podría ocurrir.
3.5.1. TAPONAMIENTO DE LOS JETS DE LA BROCA
El taponamiento de los jets de la broca reduce la apertura para el pase de fluido
y causa un incremento repentino en la presión de circulación. Esto es debido a
un incremento en la pérdida de carga a través de los jets de la broca
65
3.5.2. LIQUEO DEL JET
La pérdida de uno o más jets de la broca dejan una gran apertura al flujo con la
consecuente disminución de la presión de circulación.
3.5.3. WASH OUT EN LA SARTA DE PERFORACIÓN
La pérdida de fluido en la sarta de perforación debido a algún agujero da lugar
a:

una disminución lenta y gradual de la presión de circulación debido a las
pérdidas de presión dentro de la sarta de perforación si es que no se
interviene. Esta situación mantiene la presión de fondo constante

la reducción de la apertura del choke para mantener la presión de
circulación a los niveles requeridos:

una presión de circulación invariable

un ligero incremento de presión en el choke debido al incremento
de pérdida de carga al reducir la apertura del choke

el incremento de la presión
en el choke podría llevar a un
incremento de la presión de fondo (con peligro de fractura de la
formación)
3.5.4. TAPONAMIENTO REPENTINO Y TOTAL DEL CHOKE
Una obstrucción repentina del choke interrumpe la circulación y causa un
incremento repentino de la presión de circulación y de la presión en el choke
66
con un consecuente incremento en la presión de fondo. Esta situación es
extremadamente peligrosa, se debe parar el bombeo inmediatamente y abrir
otra válvula
3.5.5. BLOQUEO GRADUAL DEL CHOKE
Una obstrucción progresiva de choke causa un incremento de presión en el
choke y en el drill pipe (de igual intensidad). El incremento de presión en el
choke es debido al incremento de las pérdidas de carga a través del choke
causada por la parcial obstrucción. La presión de fondo se incrementa.
3.5.6. PÉRDIDA TOTAL DE CIRCULACIÓN
La pérdida total de circulación da lugar a:
Una disminución brusca de la presión de circulación
Una disminución brusca de la presión en el choke
Una disminución brusca del nivel de lodo en los tanques
Una disminución brusca en el retorno y como resultado de esto

una disminución brusca de la presión en el casing

una disminución brusca de la presión de fondo con el peligro de
ingreso de fluidos de la formación al pozo
67
3.5.7. DAÑO EN LA BOMBA DE LODO
En este contexto se entiende por avería una disminución accidental de la
capacidad de la bomba con igual número de golpes (lo que hace difícilmente
identificable el problema). Esto produce una disminución de la presión en la
tubería y en el choke (más marcada en la tubería) a causa de la menor
capacidad de lodo en circulación que comporta menores pérdidas de carga.
En este caso se puede actuar de tres maneras:

disminuir la apertura del choke de manera que se vuelva a llevar
la presión de circulación al valor anterior

disminuir la apertura del choke de manera que se vuelva a llevar
la presión en el choke al valor anterior

aumentar los golpes de la bomba para volver a llevar la
capacidad al valor anterior
3.5.8. WASH OUT DEL CHOKE
El ensanchamiento del choke, debido al wash out, comporta una disminución de
la presión en el choke y una idéntica disminución en la tubería, con
consecuente disminución de la presión de fondo. Para restablecer la situación
normal es suficiente reducir la apertura del orificio por donde sale el fluido hasta
volver a llevar la presión en el choke al valor anterior. (GANDOLFI, 2009)
68
3.6. EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE SEGURIDAD Y
CONTROL
Al manifestarse la presencia de un brote durante el proceso de perforación de
un pozo, el sistema de control en la superficie debe tener la capacidad de
sustentar el modo adecuado para cerrar el pozo y circular dicho brote de fluido
invasor fuera del mismo.
LA función del equipo para el control de reventones (BOP) es el de cerrar el
pozo y parar su flujo en el caso de pérdidas del control primario y mantener la
presión de fondo igual que la presión de formación mientras dicho control
primario es restaurado.
Cuando se selecciona un equipo de control de pozo se debe considerar lo
siguiente:

El equipo debe seleccionarse para sostener la máxima presión
anticipada en superficie

El conjunto de preventor de reventones debe constar de un equipo de
control remoto capaz de cerrar el pozo con o sin la tubería dentro.

En algunas áreas puede ser necesario equipo para el control e pozo
adecuado para el servicio de ácido; en tales casos el sistema de BOP
debe estar construido completamente en material resistente a los
esfuerzos de deformación de ácidos.

El tiempo de respuesta del BOP debe estar de acuerdo con lo
especificado en el API RP 53.

La distribución de los preventores y la posición de los arietes es crítico y
se debe seguir la norma de la compañía operadora.
69

No se deben usar conexiones roscadas en líneas de alta presión, todas
las uniones deben ser flanchadas o soldadas. (Sólo se admite el uso de
roscas NPT para conexiones hasta de 2" de diámetro y 3000 psi de
presión de trabajo. API RP 53).
3.6.1. CABEZAL DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Forma parte de la instalación permanente del pozo y puede ser de tipo
roscable, soldado, bridado o integrado. Su principal función es la de anclar y
sellar la tubería de revestimiento e instalar el conjunto de preventores. El
cabezal tiene salidas laterales en las que se pueden instalar líneas auxiliares de
control.
Figura 11. Cabezal de tubería de revestimiento bridado
70
3.6.2. CONJUNTO DE PREVENTORES
Los arreglos para el conjunto de preventores dependerán de la presión de
diseño o máxima presión esperada; con el propósito de prevenir el flujo
incontrolado de los fluidos desde el pozo. El término arreglo se refiere a la
combinación del equipo instalado en el tope del último casing, desde el casing
head hasta el preventor en la parte más superior. La clasificación típica de API
para conjunto de preventores API RP 53 (3ra edición marzo, 1999), es la
adecuada para operar con 2000, 3000, 5000, 10000 y 15000 lb / plg 2 (141, 211,
352, 703 kg / cm2)
Figura 12. Preventores a ser utilizados
71
Figura 13. Arreglo de preventores
3.6.2.1 CÓDIGOS DE LOS COMPONENTES DEL ARREGLO DE
PREVENTORES
A = Preventor anular
G = Cabeza rotatoria
R = Preventor de arietes (ed: arietes dobles, t: arietes triples)
72
Rd = Preventor triple con tres juegos de arietes
S = Carrera de control con salidas laterales de matar y estrangular
El conjunto de preventores se designa desde la cabeza del pozo hacia arriba.
Figura 14. Arreglos API 2000 psi
HYDRILL COMPANY, 2008, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
73
Figura 15. Arreglos API para 3000 - 5000 psi
HYDRILL COMPANY, 2008, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
74
Figura 16. Arreglos API para 10000 - 15000 psi
HYDRILL COMPANY, 2008, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
75
Figura 17. Diagrama BOP segunda sección
BOP's PARA SEGUNDA SECCIÓN
DEL RIG CCDC-39
BX160
1.176m
13-5/8"×5000psi
BX160
1.145m
13-5/8"×5000psi
BX160
0.650m
135/8"×5000psi
0.815m
13-5/8"×5000psi
BX160
0.135m
135/8"×3000psi
0.680m
76
Figura 18. Diagrama BOP tercera sección
BOP's PARA TERCERA SECCIÓN
DEL RIG CCDC-39
BX160
1.176m
13-5/8"×5000psi
BX160
1.145m
13-5/8"×5000psi
BX160
0.650m
13-5/8"×5000psi
BX160
0.815m
13-5/8"×5000psi
BX160
0.135m
11"×3000psi
R53
9-5/8" BTC
0.740m
13-5/8"×3000psi
R57
0.680m
77
Para definir los rangos de presión de trabajo del conjunto de preventores se
considerará lo siguiente:

Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento que
soporta al conjunto de preventores.

Gradiente de fractura de las formaciones próximas a la zapata de la
última tubería de revestimiento.

Presión superficial máxima que se espera manejar. Se considera que la
condición más crítica se presenta cuando en un brote, el lodo del pozo es
expulsado totalmente por el fluido invasor. (PETREX, 2008)
3.6.2.2. PREVENTOR ANULAR
También conocido como esférico, es instalado en la parte superior de los
preventores de arietes, es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote.
El tamaño y capacidad deberá ser igual a los de arietes.
Los BOP anulares cuentan con un pistón de cierre del aparato que es operado
hidráulicamente mediante la aplicación de presiones en las cámaras para el
cierre y la apertura.
Sus principales componentes son:

cuerpo

cabeza

pistón

cámara de cierre y apertura
78

unidad de empaque

sellos
Figura 19. Componentes preventor anular
GALDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
79

CUERPO
Ha sido diseñado para soportar altas presiones y está hecho de acero forjado.
Es sometido a pruebas acústicas para chequear la homogeneidad del acero y
luego a pruebas hidráulicas.
Dentro del cuerpo están las cámaras de apertura y cierre y los orificios roscados
tipo API para la conexión de la línea de apertura (top), y las líneas de cierre
(bottom).

CABEZA
Da acceso a la unidad de empaque BOP durante la inspección y operación de
mantenimiento. Los BOP anulares pueden contar con tres tipos diferentes de
cabeza dependiendo de os procedimientos de remoción.

PISTÓN
Gracias a su inclinación el pistón vuelve el movimiento vertical en movimiento
radial.
80
Durante las operaciones de cierre su movimiento ascendente determina el
cierre del packer alrededor del tubo.
El sellado hidráulico entre el pistón y el cuerpo es asegurado por apropiados
sellos.

CÁMARA DE APERTURA Y CIERRE
Los BOP anulares tienen dos cámaras donde circula el fluido que trabaja, este
controla el movimiento del pistón y por lo tanto la apertura y el cierre del BOP.
Algunos modelos tienen una tercera cámara para reducir el efecto de la presión
del pozo en el pistón del BOP.

UNIDAD DE EMPAQUE
Constituye el componente que actúa el sellado y es una estructura de caucho
con reforzamiento de acero (segmentos). La parte de caucho es deformable
para llevar a cabo el sellado, mientras los segmentos de acero aseguran
solidez, previniendo así la extrusión de los cauchos y reduciendo la fricción con
la cabeza del BOP.
81
Tipo de
Lodo
caucho
Natural (Hydrill)
Temperatura Dureza
- 35 + 107 C
Base de
Agua
Natural
- 35 + 107 C
(Shaffer)
NItrile (Hydrill)
- 7 + 88 C
NItrile (Shaffer)
- 7 + 88 C
Base de
Neopreno
(Hydrill)
Neopreno
(Shaffer)
Código
ASTM
Color
70 +
75
NR
NEGRO
NBR
ROJO
CR
VERDE
65 +
75
70 +
75
70 +
82
Aceite
- 35 + 107 C
- 35 + 107 C
0 + 75
0 + 75
GALDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
82
Figura 20. Componentes internos de preventor anular
HYDRILL COMPANY, 2008, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
83
Figura 21. Preventor anular

PRINCIPIOS OPERACIONALES

CIERRE.- Cuando el BOP empieza a cerrar, el fluido de trabajo entra en
la cámara de cierre y empuja el pistón hacia arriba. en consecuencia la
84
unidad de empaque aprieta más y más alrededor del centro del BOP,
sellándolo.

APERTURA.- Durante la apertura, el fluido de trabajo entra en la cámara
de apertura y empuja el pistón hacia abajo (la cámara de cierre debe
estar descargada). La unidad de empaque regresa a su posición original
abriendo el BOP.
Un adecuado valor de presión de apertura y cierre dentro de las cámaras
permite al pistón moverse y variar de acuerdo a la tipología del BOP. En la
mayoría de los casas oscila entre 700 y 1500 psi. LA máxima presión de trabajo
es la presión máxima del pozo que el BOP puede soportar y controlar en
condiciones de trabajo. Respecto a la presión de cierre, las siguientes
afirmaciones son generalmente válidas:

a mayor diámetro de la tubería, menor presión inicial de cierre;

en caso de cierre de un pozo vacío, el BOP se cerrará con la presión
máxima permitida (1500 a 3000 psi). (GANDOLFI, 2009)
3.6.2.3. PREVENTOR DE ARIETES
Este preventor tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos
y medidas de arietes de acuerdo a los arreglos de preventores elegidos. Los
preventores de ariete de los BOP pueden ser de tipo sencillo, doble o triple y
tiene que contar sea con un mecanismo manual ó con un ram hidráulico para
bloquear el sistema.
85
Figura 22. Tipos de preventor de ariete
SENCILLO
DOBLE
TRIPLE
FUENTE: GALDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
Cuentan con conexiones principales y laterales con bridas o empalmadas con
abrazaderas y son todos, salvo pocas excepciones, para servicio de H 2S
Son particularmente apropiados para las operaciones de stripping, pero no
pueden utilizarse solos.
Los rams son apropiados para cualquier diámetro de tubo. Algunos modelos
más recientes con variables cuerpos de ram permiten el sellado de diferentes
diámetros de tubería.
Los rams tienen que ser reemplazados siempre que el diámetro de la tubería
cambie y antes de bajar el casing. Antes de bajar el casing un juego de rams
tendrá que ser reemplazado con uno del mismo diámetro.
Los rams de los BOP tienen que ser cerrados siempre alrededor de la tubería
con una medida fija. Excepto los blind rams, que permite sellar sin tubería
dentro del pozo.
86
El cierre de los rams asegura hacia arriba sólo sellando hidráulicamente.
Durante el montaje asegurarse de que están siendo instalados en la dirección
correcta para obtener el sellado correcto.
El cierre del ram del BOP asegura ambos lados hacia arriba y hacia abajo
sellando mecánicamente. El sellado mecánico hacia arriba previene la
expulsión del drill string en caso de valores de presión en pozos altos, o peso
insuficiente de la tubería. Los preventores de tipo ariete están compuestos por:

cuerpo

sistema de cierre / apertura

sistema asegurador de rams

cilindro / pistón
Figura 23. Componentes preventor de ariete
GALDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
87

CUERPO
Diseñado con técnicas de elementos acabados para soportar altas presiones.
Todos los modelos tienen cuerpos reforzados.

SISTEMA DE CIERRE / APERTURA
Sirve para evitar errores durante la instalación, las conexiones de apertura y
cierre están marcadas claramente. Está compuesto de:

circuito hidráulico de cierre / apertura

mecanismo ram de cierre / apertura (cilindro, pistón, vástago, rams)

SISTEMA ASEGURADOR DE RAMS
Se usa después de cerrar el BOP para evitar un imprevisto cierre de ram. El
sistema asegurador puede ser:

manual

automático (Poslock, Shafer, MPL Hydrill)
88

Hidráulico (Wedgelock, Cameron)

UNIDAD DE EMPAQUE.
El BOP ram puede ser:
PIPE RAM (FIJO O CUERPO VARIABLE).- Permiten cerrar alrededor del
diámetro del tubo (pipe rams fijos), o alrededor de las secciones con pipes de
diferentes tamaños (rams de cuerpo variable).
BLIND RAM.- Pueden ser cerrados sin tubería en el pozo.
89
SHEAR RAM.- Permiten cortar los tubos y aseguran un sellado hidráulico. Se
usan principalmente en instalaciones de off shore para permitir el abandono de
emergencia. (GANDOLFI, 2009)
Figura 24. Preventor tipo ariete doble
90
3.6.2.4. MÚLTIPLE DE ESTRANGULACIÓN.
El múltiple de estrangulación está formado
por un conjunto de válvulas,
crucetas y conexiones "t", estranguladores y líneas. Se utilizan para controlar el
flujo de lodo y os fluidos invasores durante la perforación y el proceso de control
del pozo.
Un sistema de control superficial de preventores se conecta a través de líneas
metálicas (de matar ó de inyección) para proporcionar alternativas de dirección
del flujo.
De manera similar al conjunto de preventores, el múltiple de estrangulación se
estandariza de acuerdo a la norma API 16 C y las prácticas recomendadas API
53 C (Figura 25)
Figura 25. Múltiple de estrangulación
PRESIONES DE TRABAJO 2000 Y 3000 psi
91
PRESIÓN DE TRABAJO 5000 psi
HYDRILL COMPANY, 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
Cuando se diseña el múltiple de estrangulación deben tomarse en cuenta los
siguientes factores:

Establecer la presión máxima de trabajo

Los métodos de control a utilizar para incluir el equipo necesario

El entorno ecológico

La composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos y
volumen a manejar. (HYDRILL COMPANY, 2008)
92
3.6.2.5. KILL LINES
Las kill lines conectan las bombas de lodo a la salida lateral del BOP-stack y se
usan para bombear dentro del pozo cuando la circulación a través de los tubos
no es posible.
Puede haber una o dos y pueden instalarse ya sea en el BOP stack a través de
drilling spools, sea conectadas a la brida lateral del BOP.
En la sección conectada al BOP stack se instalan dos válvulas:

válvula manual

válvula hidráulica operada con control remoto (HCR)
Las válvulas manuales generalmente se colocan al lado del pozo y se
mantienen abiertas, mientras que las válvulas hidráulicas se colocan al lado
externo y se mantienen cerradas.
En instalaciones de gran profundidad se instala una kill line adicional (kill line de
control remoto) para permitir intervenciones con bombas de emergencia, si no
se pueden usar las bombas de la instalación (presión máxima de trabajo 5000
psi).
Esta línea debe ser instalada directamente en las kill lines e instalada cerca de
la instalación para acceder fácilmente con bombas de emergencia.
93
Figura 26. Kill line
3.6.2.6. CHOKE MANIFOLD
El manifold de choke se compone de un grupo de válvulas y líneas conectadas
a la cabeza del pozo a través de las choke lines.
Se usa, durante el blowout control, para mantener la correcta presión de control
ajustando la salida del fluido del pozo a través de un choke ajustable.
El manifold de choke puede contar con una cámara compensadora para
conducir los fluidos de alta presión que salen, a una sola línea y a la línea de
descarga conectada (línea de quemado de gas)
94
La cámara compensadora tiene un valor de presión de trabajo menor que todas
las demás áreas del manifold de choke. Debe tenerse en cuenta esta diferencia
durante las pruebas de presión.
NOTA: En instalaciones con valores de presión de trabajo por encima de 5000
psi, por lo menos uno de los manifold de chokes tiene que ser operado con
control remoto.
Figura 27. Manifold de choke
95
Figura 28. Diagrama de choke manifold
CHOCK MANIFOLD DEL RIG CCDC-39
No. 4
ABIERTA
No. 6
ABIERTA
No. 5
ABIERTA
VA AL DRILLING SPOOL
No. 3
ABIERTA
No. 2
VALVULA No. 1
SUPER CHOCK
MEDIA ABIERTA
VALVULA No. 7
CHOCK MANUAL
MEDIA ABIERTA
No. 9
ABIERTA
No. 10
ABIERTA
No. 12
CERRAD
No. 8
ABIERTA
No. 11
ABIERTA
VA AL DESGASIFICADOR
No. 13
CERRADA
LINEA DE DESFOGUE
96
3.6.2.7. ACUMULADORES
Producen y almacenan energía hidráulica para usarla cuando hay que cerrar
rápidamente el BOP por condiciones de emergencia. Cuenta con los controles
necesarios para activar los BOP y las válvulas hidráulicas durante la perforación
y en caso de blow out. Se compone de:

Un tanque, que contiene fluido hidráulico (aceite) a presión atmosférica.

Una o más unidades de bombeo de alta presión para presurizar fluidos.

Botellas precargadas de nitrógeno para almacenar fluido presurizado
El fluido de control de alta presión es conducido a un manifold y enviado hacia
mecanismos de cierre a través de válvulas de control previstas.
Figura 29. Componentes de los acumuladores
GANDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL
El funcionamiento del acumulador de presión se caracteriza por las siguientes
97
FASES
DESCRIPCIÓN
precarga:
se llenan las botellas del acumulador con nitrógeno a la presión
de precarga estimada (1000 psi);
carga:
las bombas bombean el fluido de control desde el tanque,
presurizado y enviado a la línea de carga de la botella. El
proceso de carga termina tan pronto como la presión del
acumulador alcanza el valor deseado. (Presión de carga 3000
psi);
descarga:
cuando se activan las válvulas de control, se envía el fluido de
control presurizado almacenado en las botellas, a las líneas de
trabajo para preparar los mecanismos conectados ya sea a la
apertura que al cierre. Las operaciones de descarga causan
una disminución en la presión del acumulador y se pueden
activar las bombas si los valores de presión bajan más del límite
definido;
control de la bomba:
adecuados interruptores automáticos de presión
(hidro-eléctricos e hidro-neumáticos) permiten controlar el
funcionamiento de la bomba y activarla cuando la presión del
acumulador disminuye por debajo del valor mínimo, o pararla
cuando alcanza el valor máximo permitido (presión de carga);
regulación:
se puede regular la presión del fluido de control mediante
válvulas adecuadas que permiten reducir la presión, y
controlarla por medio de dos reguladores:
- la válvula reguladora de presión del manifold controla la
presión de apertura/cierre de las válvulas hidráulicas y
del ram BOP;
98
- la válvula reguladora de presión del BOP anular controla
la presión de apertura/cierre del BOP anular.
Se pueden llevar a cabo los cálculos para determinar la capacidad volumétrica
en tres pasos:
1. calcular el volumen de fluido utilizable para cada botella
2. determinar el volumen de fluido necesario para efectuar todas las
operaciones requeridas
3. calcular el número de las botellas requeridas
1. Cálculo del volumen de fluido utilizable por botella
Aplicando la ley de los gases en los siguientes casos:
a. Presión precargada: se calcula el factor constante
presión de precarga * volumen de la botella= constante
b. Presión de trabajo: después de cargar con fluido de control, calcular el
volumen de gas reducido:
presión de trabajo * volumen de gas 1 = constante
c. Presión mínima de trabajo: una vez que la botella haya alcanzado la presión
mínima de trabajo calcular:
presión mínima de trabajo * volumen de gas = constante
constante/presión mínima de trabajo = volumen del gas 2
El volumen del fluido utilizable es dado por la diferencia entre los dos
volúmenes de gas.
Volumen del gas 1 - Volumen del gas 2 = Volumen del fluido utilizable
99
2. Cálculo del volumen necesario para efectuar las funciones requeridas
El volumen total del fluido de control se calcula considerando las diferentes
capacidades del BOP y de las válvulas hidráulicas, ya sea durante el cierre que
la apertura, y multiplicando cada valor por el número de operaciones de
apertura y cierre que hay que efectuar.
Basándose en el volumen necesario para llevar a cabo operaciones, puede
determinarse el volumen total de fluido que hay que almacenar como un función
de un "factor de seguridad".
Volumen total = Capacidad volumétrica x Factor de seguridad
3. Cálculo del número de botellas
Basándose en el volumen de fluido utilizable por botella y del volumen total de
fluido necesario, puede determinarse el número de botellas que hay que
almacenar para tal volumen de fluido.
Eq. [3.4]
Factor de capacidad
Con base en el fluido utilizable, puede definirse un "factor de capacidad" de un
acumulador: representa la fracción del volumen de botella que puede ser
realmente usado.
Eq. [3.5]
La tabla muestra un ejemplo de "factor de capacidad" basado en una presión
100
mínima de trabajo de 1200 psi. (GANDOLFI, 2009)
Figura 30. Acumuladores
101
Tabla 3. Ejemplo de cálculo factor de capacidad
Factor de
capacidad
Presión de
trabajo (psi)
Presión de
precarga (psi)
Volumen de fluido utilizable
1500
750
1/8
8
2000
1000
1/3
3
3000
1000
1/2
2
fracción de la capacidad
total del tanque depósito
Por regla general, se puede determinar el volumen de fluido utilizable con la
siguiente expresión:
Eq. [3.6]
(
)
donde:
Vu = Volumen de fluido utilizable
V = Volumen por cada botella
PP = Presión de precarga de nitrógeno
PM = Presión de trabajo
PR = Presión mínima de trabajo
102
Figura 31. Diagrama componentes sistema de acumulador
GANDOLFI, E. 2009, MANUAL DE WELL CONTROL (2009)
103
Figura 32. Componentes detallado sistema acumulador
PEMEX. 2005, MANUAL DE MANTENIMIENTO A EQUIPOS
104
3.6.2.8. COMPONENTES DETALLADO SISTEMA ACUMULADOR
1.- Acumuladores. Su presión de trabajo es de 3,000 lb/pg2 y la presión de
precarga con nitrógeno de 1,000 a 1,100 lb/pg2 se tiene que verificar la presión
de precarga en cada botella cada 30 días, las botellas deben contener
solamente nitrógeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego o
explosión.
2.- Válvulas aisladoras del banco acumulador. Normalmente deben estar
abiertas y cerradas cuando se desee aplicar una presión mayor de 3,000 Lb/pg2
o cuándo realice pruebas de efectividad de tiempo de respuesta del sistema.
3.- Válvula de seguridad del banco acumulador. Está calibrada para abrir a
3,500 lb/pg2
4.- Filtro de la línea suministro de aire. Debe limpiarlo cada 30 días
5.- Lubricador de aire. Debe usar lubricante SAE -10 o equivalente y ajustarlo
para que provea seis gotas de aceite por minuto, además de revisarlo
Semanalmente.
6.- Manómetro indicador de la presión de la línea de suministro del aire.
Rango de presión de 0 - 300 lb/pg2
7.- Interruptor de presión automática hidroneumático. Normalmente está
regulado para cortar a 2,900 lb/pg2 en unidades que cuentan con bombas de
aire y bomba eléctrica. Cuándo la presión en el Sistema desciende a 2,700
lb/pg2 automáticamente permite que el aire fluya y arranque la bomba. Para
incrementar la presión de corte, gire la tuerca que ajusta el resorte de izquierda
105
a derecha y de derecha a izquierda para disminuirla.
8.-
Válvula
para
aislar
el
interruptor
de
presión
automático
hidroneumático. Normalmente ésta válvula debe encontrarse cerrada. Cuándo
se requieran presiones mayores de 3,000 lb/pg2, primero cierre la válvula que
aísla la bomba eléctrica (19) gire la válvula (25) hacia la derecha (alta presión) y
finalmente abra esta válvula, lo que permitirá manejar presiones hasta de 5,500
lb/pg2.
9.- Válvulas para suministrar aire a las bombas hidráulicas impulsadas por
aire. Normalmente deben estar abiertas.
10.- Válvulas de cierre de succión. Siempre permanecerán abiertas
11.- Filtros de succión. La limpieza se realizará cada 30 días.
12.- Bombas Hidráulicas impulsadas por aire. Este tipo de bombas operan
Con 125 lb/pg2 de presión de aire. Cada Lb/pg2 de presión de aire produce 60
Lb/pg2 de presión hidráulica.
13.- Válvulas de contrapresión (check). Su función es permitir reparar o
cambiar las bombas hidroneumáticas sin perder presión en el banco
acumulador.
14.- Motor eléctrico y arrancador. El motor eléctrico opera con tensión
eléctrica de 220 a 440 voltios, 60 ciclos, tres fases; la corriente requerida
depende
de
la
potencia
del
motor.
El
arrancador
acciona
y
para
automáticamente el motor eléctrico que controla la bomba triplex o dúplex;
trabaja conjuntamente con el interruptor manual de sobre control para accionar
o parar. El interruptor de control debe estar en la posición "auto”. (14)
106
15.- Bomba triplex (o duplex) accionada por motor eléctrico. Cada 30 días
se debe revisar el nivel (SAE-30W). Además se tiene que revisar el nivel de
aceite en la coraza de la cadena (30 ó 40W), el cual debe llegar hasta el tapón
de llenado.
16.- Válvula de cierre de succión. Normalmente debe estar abierta
17.- Filtro de succión. Efectúe su limpieza cada 30 días
18.- Válvula de contrapresión (check). Su función es permitir reparar el
extremo hidráulico de la bomba sin perder presión en el Sistema.
19.- Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica. Debe estar abierta
normalmente y sólo tiene que cerrarla cuando vaya a generar presiones
mayores de 3,000 lb/pg2 con las bombas hidroneumáticas.
20.- Interruptor de presión automático hidroeléctrico. El motor de la bomba
hidroeléctrica arranca automáticamente cuando la presión en el banco
acumulador desciende a 2700 lb/pg2 y para cuando la presión llega a 3,000
lb/pg2. Al ajustar la presión de paro del motor eléctrico, quite el protector del
tomillo regulador y gírelo en sentido contrario a las manecillas del reloj para
disminuir la presión o en el sentido de las mismas manecillas para incrementar
la presión. Para ajustar la presión de arranque del motor eléctrico quite la tapa a
prueba de explosión, purgue la presión del sistema a la presión de arranque
deseada y mueva la rueda de ajuste hacia arriba, hasta que el motor arranque.
21.- Manómetro indicador de la presión en el sistema acumulador. Rango
de presión de 0- 6,000 lb/pg2
22.- Filtro para fluido en el sistema acumulador. Revisarlo cada 30 días.
107
23.- Válvula reguladora y reductora de presión. Reduce la presión del
Sistema a 1,500 lb/pg2 para operar los Preventores de arietes y las válvulas con
operador hidráulico.
24.- Manómetro indicador de presión en el múltiple de distribución de
fluido. Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de la manija y
gírela hacia la derecha para incrementar la presión y hacia la izquierda para
reducirla, observando siempre el manómetro al fijar la presión en el regulador
del múltiple de distribución; finalmente, apriete la tuerca candado de la manija.
(24)
25.- Válvula para aislar la válvula reductora de presión. Rango de presión de
O - 10,000lb/pg2
26.- Válvula reguladora y reductora de presión impulsada por aire. Debe
estar en posición abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones mayores de
1,500 lb/pg2 a los preventores de arietes, gírela a la posición de cerrada, así se
aísla la válvula (23).
27.- Manómetro indicador de presión del preventor anular. Rango de
presión de O -3,000 lb/pg2.
28.- Válvulas de cuatro vías. Permiten cerrar o abrir los preventores y las
válvulas hidráulicas instaladas.
29.- Válvula de purga. Normalmente debe estar cerrada. Esta válvula debe
mantenerse abierta cuando se precarga las botellas del acumulador.
30.- Caja de empalme de aire. Se usa para conectar las líneas de aire en el
Sistema a las líneas de aire que vienen del tablero de control remoto.
108
31.- Transmisión de presión neumática para la presión del preventor
anular. Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que la presión del
manómetro del preventor anular en el tablero remoto sea igual a la del
manómetro del Sistema. (27)
32.- Transmisor de presión neumática para la presión del múltiple de
fluido. Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro de
los preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presión que el
manómetro del Sistema. (24)
33.- Transmisor de presión neumática para la presión del sistema
acumulador. Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el
manómetro que indica la presión del acumulador en el tablero remoto registre la
misma presión que el manómetro del Sistema. (21)
34.- Válvula neumática reguladora de la válvula (26). Se utiliza para regular
la presión de operación del Preventor anular. El giro a la izquierda disminuye
presión y a la derecha la incrementa. Vigile siempre el manómetro cuando
ajuste la presión. (27)
35.- Selector de regulador de presión del preventor anular. Se usa para
seleccionar el tablero (unidad o control remoto) desde donde se desea controlar
la válvula reguladora (26).
36.- Válvula de seguridad del múltiple distribuidor de fluido. Está regulada
para que abra a 5,500 lb/pg2.
37.- Tapones del tanque de almacenamiento. Con dos de 4” y se utilizan para
cargar y descargar el fluido de operación. Y observar fugas en las válvulas de 4
pasos RAM-LOCK
109
38.- Cilindros con nitrógeno. Son la fuente de energía independiente que
podrá utilizarse como último recurso para cerrar el pozo cuando se presente
una emergencia.
39.- Manómetro del banco de energía adicional. Este manómetro deberá
tener como mínimo 80 kg/cm² de N2,
40.- Válvula maestra del banco de energía adicional. Válvula general de N2
que al abrirla acciona el cierre del conjunto de preventores. (PEMEX, 2005)
Figura 33. Sistema de reguladores de presión de BOP
110
Figura 34. Panel de operación de BOP
111
3.6.3 PRUEBAS DEL ACUMULADOR Y DEL PREVENTOR DE
REVENTONES (BOP)
El sistema de acumulador es la clave para el éxito en el control de surgencias.
A menos que el sistema esté funcionando correctamente, la secuencia de cierre
y operación del Preventor de Reventones u otro equipo de control del pozo,
podrían no ser posibles. Por lo tanto, es esencial efectuar una cuidadosa y
exitosa prueba. Los siguientes procedimientos (extractos del API RP 53) son
solamente una guía general y no debe confundírselos con ninguna política
gubernamental, estatal o de la compañía. Para obtener los procedimientos de
prueba específicos, refiérase siempre a los procedimientos del fabricante y a las
regulaciones apropiadas.
En los preventores de superficie, el sistema de cierre debería ser capaz de
cerrar cada preventor de ariete (esclusa), dentro de un lapso de 30 segundos y
no debería de exceder los 30 segundos para preventores anulares menores a
las 20 pulgadas (508 mm) o 45 segundos para los mayores a las 20 pulgadas
(508 mm). Para preventores submarinos, cada ariete debe cerrarse dentro de
los 45 segundos y los preventores anulares, dentro de los 60 segundos.
3.6.4. REQUISITOS DE CAPACIDAD DE CIERRE DE LA UNIDAD DE
BOMBEO DEL ACUMULADOR
La prueba de capacidad de la bomba de esta unidad de cierre, debería ser
efectuada en cada pozo, antes de probar con presión la columna de Preventor
de Reventones.
112
Una prueba típica, comprendería:
1. Colocar un tramo de tubería de perforación/tubing en el interior del conjunto
de Preventores de Reventones.
2. Aislar los acumuladores (botellones) del múltiple de la unidad de cierre,
cerrando las válvulas necesarias.
3. Si la bomba está propulsada por aire, aísle el sistema de aire del equipo de
perforación de las bombas. Deberá usarse un tanque de almacenamiento de
aire separado o una batería de botellones de nitrógeno para mover las bombas
durante esta prueba. Si se utiliza un sistema doble de potencia, cada
alimentador de potencia, debe probarse separadamente.
4. Simultáneamente, cierre la válvula de control del preventor anular, llevándola
a su posición de cerrado y active el control de la válvula hidráulicamente
controlada (HCR) a la posición de abierta.
5. Registre el tiempo en segundos que toman las bombas en cerrar el preventor
anular, abrir la válvula hidráulicamente controlada (HCR) y registre la presión
remanente. La API recomienda que este tiempo no debe exceder dos minutos.
6. Cierre la válvula hidráulicamente controlada (HCR) y abra el preventor anular.
Abra el sistema acumulador a la unidad de cierre, cambie el sistema de
acumuladores a su presión de operación apropiada, y registre el tiempo
requerido para efectuar esta acción.
3.6.5. PRUEBA DE CIERRE DEL ACUMULADOR
Esta prueba debe realizarse en cada pozo previo a probar el conjunto de BOP
Un procedimiento típico se indica a continuación:
113
1. Posicionar una tubería de perforación o tubing en el interior de la columna de
los preventores de reventones.
2. Cierre la fuente de fuerza motriz a las bombas del acumulador.
3. Registre las presiones iniciales del acumulador. Ajuste el regulador anular a
1500 psi (103.42 bar) o a la presión especificada.
4. Dependiendo de las políticas, efectúe las funciones que se requieran (por
ejemplo la API requiere que el estándar mínimo para cerrar el espacio anular,
una esclusa parcial y la válvula de la línea del estrangulador hidráulico.)
5. Registre el tiempo requerido para que se cierren los acumuladores. Registre
la presión final del acumulador. No debería ser menor a 200 psi (13.79 bar) por
encima de la presión de pre- carga. (Nota: Algunas agencias regulatorias
requieren que se tenga una presión remanente mínima de 200 psi (13.79 bar)
por encima de la presión de precarga después de cerrar todos los preventores
de reventones.
6. Después de que se han abierto los preventores, recargue el sistema de
acumuladores a la presión de operación designada y registre el tiempo
requerido para completar la reconexión de la fuerza motriz.
3.6.6. INSPECCIÓN Y PRUEBA DE LOS PREVENTORES DE REVENTONES
Antes de probar hidráulicamente un preventor, revise los siguientes aspectos:
1. Verifique el tipo de cabezal y la presión de trabajo especificada.
2. Revise el protector del tazón del cabezal de pozo (buje de desgaste.)
3. Verifique el tipo de preventor y la presión de trabajo especificada.
4. Verifique el carrete de perforación, el carrete espaciador y los tipos de
válvula, así como las presiones de trabajo especificadas.
114
5. Verifique la colocación de los arietes (esclusas) dentro de los preventores y el
tamaño del ariete de tubería (parcial).
6. Verifique los tamaños y tipos de las conexiones de la tubería de perforación /
tubería en uso.
7. Abra la válvula de la tubería de revestimiento durante la prueba, a menos que
se tenga la intención de presurizar la tubería de revestimiento o el pozo.
8. La presión de prueba no deberá exceder la presión de trabajo especificada
por el fabricante para el cuerpo o los sellos del arreglo o conjunto que se esté
probando.
9. La presión de prueba no deberá exceder los valores apropiados de la presión
de colapso ni de fluencia interna tabuladas para la cañería de perforación /
tubería en uso. No se debe exceder la resistencia a la tensión de la cañería.
10. Verifique el tipo y especificaciones de presión de la bomba y el probador de
preventores que se vaya a usar.
3.6.7. ARIETES Y CARRETES DE CIRCULACIÓN
Como mínimo, las inspecciones y pruebas deben incluir lo siguiente:
1. Inspeccionar visualmente el cuerpo y las ranuras de los aros (verticales,
horizontales y cavidades de alojamiento de esclusas) para ver si hay daño,
desgaste o corrosión
2. Revisar los pernos y tuercas, verificando el tipo/tamaño correcto.
3. Revisar el tamaño/tipo de empaquetaduras de juntas de anillo.
4. Inspeccionar visualmente el preventor de ariete.
a) Desgaste, picaduras y/o daño en el casquete o las áreas de los sellos de la
puerta o ranuras, aberturas de la esclusa, vástagos de conexión del ariete y
vástagos de operación.
115
b) Desgaste del empaquetador, rajaduras, dureza excesiva.
c) Medir el ariete y el orificio del ariete para revisar la holgura máxima vertical,
de acuerdo a las especificaciones del fabricante. La holgura dependerá del tipo,
tamaño y acabado de los preventores.
d) Si el preventor tiene sellos secundarios, inspeccionar los sellos secundarios y
sacar los tapones para poner a la vista los puertos de inyección de plástico, que
se usan para propósitos de sellado secundario. Retirar el tornillo plástico de
inyección y revisar la válvula en esta puerta. (Algunos arietes tienen una válvula
reguladora para aflojar el empaque, que se necesitará retirar.) Pruébese el
empaque para asegurarse que es suave y que no está energizando el sello.
Retire y reemplace el empaque si fuera necesario.
5. Pruebe hidráulicamente con agua, de la siguiente manera:
a) Conecte la(s) línea(s) de cierre al(los) preventor(es).
b) Instale la herramienta de prueba de preventores en la cañería de perforación
/ tubería, debajo de los preventores si es que se va a probar el preventor con
arietes de cañería (parciales).
c) Revisar si hay fugas en los sellos de la cámara de cierre, aplicando presión
de cierre a los arietes de cierre y revisar si hay fugas de fluido mediante la
observación de las entradas de la línea de apertura. La presión de cierre
debería ser equivalente a la presión de operación recomendada por el
fabricante para el sistema hidráulico de los preventores.
d) Purgue la presión de cierre, retire las líneas de cierre y conecte las líneas de
apertura.
e) Revise para ver si hay fugas en el sello de la cámara de apertura, aplicando
presión de apertura a los arietes. Revise para ver si hay fugas de fluido,
observando las entradas de la línea de cierre. La presión de apertura debería
ser equivalente a la presión de operación recomendada por el fabricante para el
sistema hidráulico del preventor.
f) Afloje la presión de apertura y reconecte las líneas de cierre.
116
g) Prueba de baja presión: verifique si hay fugas en el empaque del ariete a
baja presión, cerrando las esclusas con una presión de operación de 1500 psi
(103.42 bar) (o de acuerdo a los procedimientos del fabricante) y aplique una
presión de 200 a 300 psi (13.79 a 20.68 bar) debajo de los arietes, con la
herramienta de prueba del preventor de reventones instalada (si se está
probando el preventor con arietes de tubería -parciales-).
Retenga por el tiempo requerido. Verifique si es que hay fugas. Si el empaque
del ariete tiene fugas, revise el desgaste de los empaques, y reemplácelos si
fuera necesario.
Si el preventor está equipado con un dispositivo automático de trabado,
verifique si está apropiadamente ajustado de acuerdo a las especificaciones.
Continúe la prueba hasta que se obtengan resultados exitosos.
h) Prueba de alta presión: verifique si hay fugas en el empaque del ariete,
aumentando la presión lentamente hasta la presión de trabajo especificada del
preventor. Mantenga la presión durante el tiempo requerido mientras verifica si
hay fugas. Si hay fugas en los empaques, revise su desgaste y reemplácelos si
fuera necesario. Si el preventor está equipado con dispositivos automáticos de
trabado, verifique que estén apropiadamente ajustados de acuerdo a las
especificaciones. Continúe probando hasta que se obtengan resultados
exitosos.
i) Pruebe el vástago de conexión para revisar si su resistencia es adecuada,
aplicando la presión según la recomendación del fabricante con los arietes
cerrados y aplicando la presión de trabajo especificada del Preventor de
Reventones bajo los arietes.
j) Alivie la presión de apertura y alivie la presión bajo los arietes.
k) Repita los pasos a-j para cada juego de arietes.
l) Pruebe los arietes ciegos de la misma manera como se lo hace con los
arietes de cañería con el tapón de prueba instalado y el tramo de prueba
retirado.
117
3.6.8. ANULARES Y DESVIADORES
Las inspecciones y las pruebas, deben incluir inspecciones visuales y pruebas
hidráulicas.
INSPECCIÓN VISUAL
Revise la cara de la cabeza / tapa de la cara del preventor, para ver si hay
desgaste descentrado, corrosión y daños, especialmente las ranuras del anillo y
agujeros de bulones o espárragos.
Revise el cuerpo para ver si tiene desgaste y daños.
Revise el orificio vertical para ver si tiene desgaste y daños causados por la
cañería y las herramientas.
Revise el manguito ranurado para ver si tiene picaduras o daño. Vea a través
de las ranuras en la base de la calza interna (liner) para ver si hay
acumulaciones de recortes que podrían evitar el movimiento pleno del pistón.
Revise el empaquetador, para ver si hay desgaste, rajaduras, dureza excesiva,
composición correcta del elastómero.
Revise el abulonado - tanto los pernos como tuercas para verificar el tipo,
tamaño y condiciones apropiadas.
Donde sea posible, inspeccione las empaquetaduras de anillo para verificar el
tipo, tamaño y condición adecuados.
PRUEBA HIDRÁULICA
1. Conecte la línea de cierre al preventor
2. Coloque la herramienta de prueba en la cañería de perforación / tubería,
debajo del preventor.
118
3. Pruebe los sellos entre la cámara de cierre y el pozo y entre la cámara de
cierre y la cámara de apertura, aplicando la presión de cierre recomendada. Si
hay otras cámaras ubicadas entre el pozo y la cámara de operación, sus sellos
deben también probarse.
4. Si la presión se mantiene, continúe con el paso 13.
a) Si la presión no se mantiene, y no está saliendo fluido de la cámara de
apertura, el sello entre la cámara de cierre y el pozo u otra cámara de apertura
está con pérdida, continúe con el paso 11.
b) Si el fluido está saliendo de la cámara de apertura, indicando que el sello
entre la cámara de cierre y la cámara de apertura tiene fuga, continúe con el
paso 5.
5. Alivie la presión de cierre.
6. Instale el tapón en la cámara de apertura, o si la línea de apertura está
equipada con una válvula, instale la línea de apertura y cierre la válvula.
7. Pruebe los sellos entre la cámara de cierre, cámaras de operación y el pozo,
aplicando la presión de cierre recomendada. Observe para ver si es que la
presión se mantiene.
8. Alivie la presión de cierre.
9. Retire el tapón de la cámara de apertura e instale la línea de apertura o abra
la válvula en la línea de apertura.
10. Aplique una presión de cierre de 1500 psi (103.42 bar).
11. Aplique una presión de 1500 psi (103.42 bar) al pozo. (Use una presión
menor para equipos de menor capacidad.)
12. Purgue la presión de cierre a 1000 psi (68.95 bar).
13. Para probar el sello entre el pozo y la cámara de cierre, cierre la válvula en
la línea de cierre y desconecte la línea de cierre de la válvula en el lado de la
unidad de cierre de la válvula. Instale un manómetro en el lado de la unidad de
cierre de la válvula y abra la válvula. Si este sello está perdiendo, la línea de
cierre tendrá una presión mayor a los 1000 psi (68.95 bar).
119
Precaución: Si la línea de cierre no tiene una válvula instalada, la línea de cierre
no debe desconectarse teniendo presión atrapada en la cámara de cierre.
14. Alivie la presión del pozo.
15. Alivie la presión de cierre.
16. Para probar los sellos entre la cámara de apertura y la cámara de cierre, y
entre la cámara de apertura y el pistón, aplique la presión de apertura
recomendada. Si la presión se mantiene, continúe con el paso 21.
a) Si la presión no se mantiene y no hay fluido saliendo de la abertura de la
cámara de cierre, el sello entre la cámara de apertura y el pistón tiene fugas.
Verifique el hecho visualmente, continúe con el paso 21.
b) Si hay fluido manando de la abertura de la cámara de cierre, es una
indicación que el sello entre las cámaras de apertura y cierre está con fuga,
continúe con el paso 17.
17. Alivie la presión de apertura.
18. Instale la línea de cierre y bloquee el flujo (cierre la válvula en la línea de
cierre, si es que está disponible).
19. Aplique una presión de apertura de 1500 psi (103.42 bar). Si las presiones
no se mantienen, el sello entre la cámara de apertura y la cabeza del preventor
tiene una fuga. Verifique esto visualmente.
20. Alivie la presión de apertura y reemplace los sellos necesarios. Refiérase al
paso 22.
21. Alivie la presión de apertura, reemplace la línea de cierre, y reemplace los
sellos necesarios.
22. Si la línea de cierre tiene una válvula instalada, asegúrese que la válvula
esté abierta al final de la prueba.
NOTA: Este procedimiento prueba todos los sellos excepto el sello que hay
entre el pozo y la cámara de apertura. Este sello debe ser probado en el
preventor anular de fondo, si es que se están usando dos preventores anulares
cuando se acopla mediante un niple una columna dentro del preventor anular
(para insertar tubería bajo presión, etc.). Puede probarse a la presión de trabajo
120
especificada, corriendo un tramo (trozo) y un tapón, cerrando un preventor
superior, retirando la línea de apertura, y presurizando la columna del preventor
hasta un máximo de 1500 psi (103.42 bar), o mediante el cierre de un preventor
superior y el preventor anular, retirando la línea de apertura, y presurizando
entre preventores.
Una vez que los sistemas han pasado todas las pruebas requeridas, asegúrese
revisar los reguladores de presión del múltiple y los anulares. La mayor parte de
los sistemas requiere de una presión de 1500 psi (103.42 bar) en el múltiple. La
presión inicial de cierre regulada al anular, depende de varios factores. Si
alguna de las dos presiones no es incorrecta, los reguladores deben ajustarse,
ya sea manualmente o por control remoto. (WELL CONTROL SCHOOL, 2009)
121
CAPÍTULO 4
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1. INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO CUYABENO 37 D
COMPAÑÍA OPERADORA
EP PETROECUADOR
CONTRATISTA DE PERFORACIÓN
CCDC-39
CAMPO
CUYABENO
SLOT
CUYABENO 22
POZO
CUYABENO 37 D
ALTURA DE LA MESA ROTARIA
31,5 ft
DATUM
GLE- NIVEL DEL TERRENO
ELEVACIÓN TOTAL DE LA MESA ROTARIA 802,045 msnm
ELEVACIÓN DE TERRENO
770,545 msnm
COORDENADAS DE SUPERFICIE
LATIT DE: 0 01
LON IT DE:
,0 1 N
1
,
W
UTM (E) 357741,00 m
UTM (N) 10004567 m
TOTAL DEPTH (TD)
MD: 8800,72 ft
TVD: 8818,0464 ft
OBJETIVO:
ARENISCA "U" INFERIOR
WELL TYPE
AVANZADA
122
4.2 MAPA DE UBICACIÓN DEL POZO
123
4.3. EQUIPO PARA EL CONTROL DEL POZO CUYABENO 37 D
El equipo para el control del pozo debe estar compuesto por:
Equipo principal:

Conjunto de preventoras (BOP´s), incluye:

Arietes superiores (upper pipe rams)

Arietes inferiores (lower pipe rams)

Ciegos (blind pipe rams).

Preventor anular (annular preventors).

Unidad de acumuladores (accumulator units).

Panel de control (control panel).

Carretel con salidas laterales (drilling spool).
Equipo auxiliar:

Manifold del choque (Choke manifold), incluye:

Válvulas de compuerta (gate valve)

Choques:
fijos,
ajustables
y
ajustables
remotamente
(fixed,
adjustable and remote adjustable chokes).

Mangueras y conexiones de alta presión (5000 psi) resistentes al fuego.

Válvulas cheques y/o tapón (kill valve).

Válvulas operadas hidráulicamente (HCR valve).
Equipo adicional:

Válvula superior de la kelly (upper kelly cocks).

Válvula inferior de la kelly (lower kelly cocks).

Válvula de seguridad (safety valve).

Válvula de preventor interno (inside BOP´s valve).

Válvula de contra-flujo (float valve).

Separador de gas-lodo (mud-gas separator).
124

Desgasificador (degasser).
Equipo para detectar influjos:

Tanque de viajes (trip tank).

Sensores de flujo (flow line sensor).

Indicador y registrador de niveles de lodo en los tanques (mud pit level
indicator and recorder).

Totalizador del volumen de fluidos (pit volumen totalisers).

Detectores de gas (gas detector).

Contador de recorridos ó estroques (pump strokes counters).

Alarma de nivel de tanques (pit level alarms).

Unidad de monitoreo continuo (mud logging units)
Equipo diverter (diverter equipment):

Este equipo es utilizado para el “control de pozo” cuando hay presencia
de gas en formaciones someras.

Carretel con salidas laterales (diverter spool).

Líneas de venteo.

Válvula del equipo diverter con actuador neumático (diverter valve).

Control del sistema del equipo (diverter control system).
4.4 RESPONSABILIDADES DEL PERSONAL DURANTE EL
CONTROL DEL POZO
Varios factores pueden afectar el tamaño de la cuadrilla de personal que se
requiera para un determinado trabajo. Cada miembro del equipo, debe conocer
su lugar de trabajo y sus responsabilidades en las actividades de control del
pozo. Hay actividades específicas que pueden requerir de especialistas, tales
125
como la bajada de tubería de revestimiento, cementación o equipos de registros
por cable, que se añaden a la lista del personal activo en funciones,
modificando en consecuencia las responsabilidades generales asignadas.
Recuerde que la principal responsabilidad de cada miembro es la de mantener
las líneas de comunicación abiertas. Las responsabilidades individuales que se
muestran debajo, son representativas de lo que debe hacerse, y la persona que
típicamente ejecuta la tarea durante los eventos de control de pozo.
Perforador ó maquinista

Detecta el influjo ó kick.

Da la señal de alerta.

Cierra el pozo.

Notifica al supervisor.

Se mantiene en la consola del perforador
Supervisor

Verifica el influjo ó kick.

Organiza la cuadrilla para controlar y matar el pozo.

Notifica al jefe del equipo.

Se mantiene en la mesa rotaria para recibir órdenes.
Jefe de equipo

Es el encargado de manejar la operación en el equipo.

Verifica la distribución y desarrollo del personal.

Es el responsable de operar el choque ó designa a una persona para que
lo maneje.
126
Jefe de pozo y/o representante de la Compañía en el pozo

Es el encargado de manejar toda la operación para el control del pozo.

Verifica que todo el personal este en su posición de acuerdo a sus
responsabilidades

Notifica a la oficina y se mantiene en constante comunicación
Encuellador

Va al área de la piscina y alinea el separador y desgasificador con las
piscinas.

Se reporta al ingeniero de lodos

Supervisa la mezcla y bombeo del fluido de control (kill mud).

Verifica el funcionamiento de las bombas.
Cuñeros

Cada cuñero se asigna a una posición especifica: En la mesa rotaria,
área de bombas, manifold choque, etc.

Sigue las instrucciones del supervisor.
Eléctrico /Mecánico

Está pendiente de los motores y planta eléctrica.

Está pendiente de recibir órdenes.
127
Ingeniero de lodos

Está pendiente de los tanques.

Supervisa la operación de densificar el lodo.

Mantiene las propiedades del lodo constantes.
Enfermero / Bodeguero

Extintores contra-incendio.

Equipo de primeros auxilios.

Está pendiente de la salud del personal

Operador de radio o Es el encargado de recibir e enviar las
comunicaciones
4.5 CIRCULACIÓN DE UN BROTE MEDIANTE EL MÉTODO DEL
PERFORADOR Y EL MÉTODO DEL INGENIERO
Información Registrada:
Densidad de lodo: ρ = 1, 0 g / cm3
Presión de cierre en la tubería de revestimiento, PCTR = 695,5 psi
Presión de cierre en la tubería de producción, PCTP = 525,16 psi
Ganancia en tanques, Vg = 40 Bls
Gasto reducido Qr = 200 gal / min
Presión de bombeo Pb = 298 psi
Profundidad, H = 3050 m
Volumen de emboladas = 10,08 lt / embolada
Emboladas por minuto = 70 epm
Diámetro del hueco Db = 12 1/4 plg
Diámetro Drill Collar Ddc = 8 plg @ 192m
128
Diámetro tubería de producción = (DE = 5plg; DI = 4,276 plg)
Diámetro tubería de revestimiento = (DE = 13 3/8 plg;DI= 12,437 plg) @ 1524 m
1.- Presión Hidrostática:
( )
( )
(
)
(
)
NOTA: Este es el valor de la presión que ejerce la columna de fluido sobre el
pozo, y siendo menor que la presión de la formación es una clara señal de la
presencia de un brote.
2.- Presión de formación:
Las presiones de trabajo deben estar en unidades aparentes:
NOTA: Como el valor de la presión de formación es mayor, que la presión
hidrostática, se confirma la presencia de un brote; por el desequilibrio de las
129
presiones.
3.- Altura del lodo contaminado en el espacio anular:
Considerar que:
Si:
Volumen
anado ˂ Volumen en Drill Collar
Eq. [4.1]
Si:
Volumen
anado ˂ Volumen en Drill Collar
Eq. [4.2]
(
)
donde:
Lb = Altura del lodo contaminado
Vg = Volumen de ganancia en tanques
Cdc = Capacidad volumétrica en Drill Collar
Vdc = Volumen en drill collar
Ctp = Capacidad volumétrica en la tubería de producción
Ldc = Longitud del Drill Collar
Para el cálculo de Vdc primero establecemos Cdc con :
Eq. [4.3]
(
)
130
(
)
Eq. [4.4]
Como:
NOTA: Esta es la longitud medida desde el fondo del pozo hacia superficie en
que el lodo de perforación ha sido contaminado con el fluido que la formación
ha aportado al pozo, y que deberá ser circulado a superficie.
131
4.- Densidad del fluido invasor
Eq. [4.5]
(
)
donde:
ρfi = densidad del fluido invasor
ρ = Densidad del lodo
PCTR = presión de cierre Tubería de Revestimiento
PCTP = presión de cierre Tubería de Producción
Lb = Longitud del lodo contaminado
(
)
(Transformación unidades de PCTR)
(
)
NOTA: Esta densidad se verificará con los valores de la Tabla 4, para
determinar el tipo de fluido invasor, y así poder corregir la densidad del lodo de
control.
132
Tabla 4. Valores de densidad aproximados
gr / cm3
GAS
0 - 0,3
PETRÓLEO
0,3 - 0,85
AGUA
0,85 - 1,10
HYDRIL COMPANY, 2008, MANUAL DE CONTROL DE BROTES
Por tanto la densidad del fluido invasor concuerda con ser GAS, debido a que el
rango de la densidad del fluido invasor es de 0,38 gr / cm 3.
5.- Densidad del lodo necesaria para controlar la presión. Considerando un
margen de seguridad de 0,03 gr / cm3 por cada 1000 m.
Eq. [4.6]
(
)
( )
(
)
( )
donde:
ρMC = Densidad del lodo de control
Pf = presión de la formación
TVD = longitud vertical verdadera
133
mrg = margen de seguridad
(
)
( )
[(
(
)
)
( )
]
NOTA: Esta es la densidad con la que el lodo de control circulará el brote
presente en el pozo, hasta la superficie.
6.- Selección del Método de Control considerando:

Método del Perforador

Desplazar el fluido invasor con adecuadas presiones en Tubería de
revestimiento y Tubería de Producción


Aumentar la densidad del lodo al valor necesario del lodo de control

Desplazar el lodo original por el lodo de control
Método del Ingeniero

Aumentar densidad del lodo de control al valor de control

Desplazar el lodo contaminado con el lodo de control
7.- Cálculo de la caída de presión del sistema (necesaria para establecer la
Presión Inicial de circulación)
Eq. [4.7]
134
donde:
∆P sist = caída de presión del sistema
f = factor de corrección dependiente del Gasto inicial
Pb = presión de bombeo
f = 0,27547 si 1/2 Qo
f = 0,129584 si 1/3 Qo (Valor referente)
f = 0,4704 si 2/3 Qo
8.- Cálculo de la Presión Inicial de Circulación (PIC)
Eq. [4.8]
NOTA: Es la presión con la que se iniciará la circulación del brote desde el
fondo del pozo hasta la superficie.
9.- Cálculo de diámetro del Estrangulador (La Caída de presión del sistema se
considera ligeramente mayor a PIC)
135
Eq. [4.9]
[
]
(
)
[
]
NOTA: La presión inicial de circulación, debe ser considerada con un valor
ligeramente mayor, debido al margen de seguridad estimado en el cálculo de la
densidad del lodo de control.
10.- Volumen del lodo de control para llenar el pozo
Eq. [4.10]
donde:
V = Volumen
Cvol = capacidad volumétrica
h = profundidad de asentamiento
(
(
)
(
)
) (
)
136
(
) (
(
(
)
) (
) (
)
)
NOTA: La suma de los volúmenes de cada uno de los espacios anulares
existentes entre tuberías, nos determinará el valor de volumen total para llenar
el pozo con fluido de control a condiciones ya determinadas con lo que
equilibraremos la presión hidrostática con la presión de formación.
11.- Cálculo del número de emboladas para llenar la Tubería de Producción
hasta la barrena
Eq. [4.11]
NOTA: Este valor determina el número de emboladas ó strokes que la bomba
deberá realizar, para circular completamente el brote, así como para llenar el
137
pozo con fluido de control.
12.- Cálculo del tiempo para que la bomba desplace el fluido
Eq. [4.12]
NOTA: Este es el tiempo estimado que le tomará a la bomba para llenar todo el
pozo con el fluido de control.
13.- Presión Final de Bombeo
Eq. [4.13]
NOTA: Está presión se registrará cuando el lodo de control haya llegado a
superficie, y será un indicativo de que todo el brote ha sido desplazado,
devolviendo el control del pozo.
138
4.5.1. DESCRIPCÓN DEL PROCESO DE CONTROL DEL POZO CON EL
MÉTODO DEL PERFORADOR
La secuencia de eventos es la siguiente:
1. Cerrar el pozo
2. Abrir el estrangulador y acelerar la bomba hasta que alcance la velocidad
adecuada (70 epm)
3. Ajustar el estrangulador hasta que la presión anular sea igual a la presión de
cierre en la tubería de revestimiento. PCTR (695.5 psi), manteniendo constate
el gasto reducido de circulación Qr (200 gal/min).
4. Registre la presión de la Tubería de Producción cuando se iguale a la
Presión Inicial de Circulación PIC (40 kg / cm3).
5. Manteniendo constante el bombeo regule el estrangulador para mantener
una presión constante en la Tubería de Producción
6. El lodo de control deberá llegar a través de la barrena hasta la superficie para
que el pozo sea controlado.
Descripción de los eventos:

En el espacio anular la presión no varía significativamente, durante la
etapa de desplazamiento de la capacidad de la tubería de perforación.

Se observará una pequeña disminución de presión al pasar el fluido
invasor por el espacio anular entre la herramienta y el agujero o tubería
de revestimiento, y al espacio anular entre la Tubería de producción y el
agujero o tubería de revestimiento.

Con respecto al volumen en tanques y el gasto, se observará que al
139
circular un brote, ambos incrementan.

Conforme la burbuja de gas llega a la superficie, la presión en el espacio
anular incrementa (si el fluido invasor es aceite o gas).

La decisión de abrir el estrangulador permitirá la introducción de otra
burbuja. Se debe entender que el incremento de la presión ene le
espacio anular sirve para compensar la disminución de la presión
hidrostática en el mismo, como resultado de una menor columna de lodo
de perforación.

Si se desaloja una burbuja de gas se debe cerrar ligeramente el
estrangulador debido a que el gas sufre de una expansión súbita, que
provocaría una disminución de la presión de fondo que produciría una
entrada de una nueva burbuja.

Cuan el lodo de control llega a la superficie y las presiones en la tubería
de producción y la tubería de revestimiento son iguales a cero el pozo
estará controlado, ya que la densidad original del lodo fue la suficiente
para equilibrar la presión de lo contrario utilizar el método del ingeniero.
4.5.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE CONTROL DEL POZO CON EL
MÉTODO DEL INGENIERO (DENSIFICAR Y ESPERAR)
La secuencia de eventos es la siguiente:
1. Simultáneamente abra el estrangulador e inicie el bombeo de lodo con
densidad de control (1.41 gr / cm3) a un gasto reducido, Qr (200 gal / min).
140
2. Regulando el estrangulador iguale la presión en el espacio anular con la
presión de cierre de la tubería de revestimiento, PCTR (695,5 psi).
3. Mantenga la presión constante en el espacio anular con la ayuda del
estrangulador, hasta que el lodo de control llegue a la barrena.
4. Cuando el lodo de control llegue a la barrena, lea y registre la presión en la
tubería de perforación.
5. Mantenga la presión en la tubería de perforación constante, si incremente
abra el estrangulador y si disminuye, ciérrelo.
6. Continúe circulando con la presión de la tubería de perforación constante
hasta que el lodo de control retorne a la superficie.
7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.
8. Registre las presiones en las tuberías de perforación y revestimiento.
9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo estará controlado, caso contrario
la densidad del lodo bombeado no fue la suficiente para igualar la presión de la
formación, por lo que se deberá repetir el proceso.
Descripción de eventos:

Cuando el lodo de control se comience a bombear a un gasto reducido
de circulación, la presión que se registre en la tubería de perforación,
será similar a la inicial de circulación solo en el momento de igualar la del
espacio anular con la presión de cierre en la tubería de revestimiento.

Al bombear lodo de control a través de la tubería de perforación, la
presión en esta disminuirá paulatinamente hasta un valor conocido como
la presión final de circulación.

Una vez que el lodo ha llegado a la barrena, la PFC deberá mantenerse
constante hasta que el lodo de control alcance la superficie. en este
141
momento, la presión en el espacio anular deberá ser cero. Entonces se
para el bombeo para observar si no hay flujo.

Cuando hay presencia de gas expandido cerca de la superficie, la
declinación en la presión de la tubería de revestimiento cesará y
comenzará a incrementarse hasta alcanzar su máxima presión. Durante
el desalojo de la burbuja de gas se observa una disminución de la
presión en la tubería de revestimiento causada por la expansión de ésta.
Por lo que es recomendable cerrar ligeramente el estrangulador.

La pérdida de por fricción debido al gasto reducido, será igual a la
presión reducida en el inicio del desplazamiento. Este valor se
mantendrá hasta que el lodo de control entre en la tubería de
perforación. Estas pérdidas aumentarán lentamente conforme el lodo
descienda por la tubería de producción, y cuando el lodo salga
nuevamente de la barrena se tendrá un incremento en la caída de
presión hasta que el lodo alcance la superficie. Las pérdidas por fricción
estarán presentes siempre durante el bombeo.
142
CAPÍTULO 5
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES

Un ineficiente control de operaciones como: lodo con densidad
insuficiente, llenado de tubería insuficiente durante los viajes, pérdidas
de circulación y contaminación del lodo, tendrán como consecuencia el
descontrol del pozo y por ende el riesgo inminente por el que los
equipos, así como, la seguridad del personal de operación atravesarán.

Hay un desequilibrio en el balance de presiones: presión hidrostática,
(366 kg/cm2), y presión de formación, (403 kg/cm2), el proceso de
perforación es afectado por la presencia de brotes, debido a que dichas
presiones han sido desbalanceadas; se calcula la altura del lodo
contaminado (146m) y se determina una Presión Inicial de Circulación de
40 (kg/cm2) para circular el brote, misma que disminuirá hasta 24,67
(kg/cm2) cuando el total del lodo contaminado del brote haya llegado a
superficie, con un total de 21898,29 emboladas de la bomba, en 312,84
minutos.

Una vez que un brote ha sido detectado, es importante cumplir en
estricto rigor los procedimientos de cierre del pozo, el manejo del equipo
de control, (BOP), el cierre de preventores anulares o de arietes, así
como la operación del sistema de válvulas del manifold de choke, debe
ser realizado con alto criterio técnico por parte del operador, para evitar
143
atasques de tubería, pérdidas de circulación, daños en el equipo, daños
al pozo

Tan pronto como una arremetida es detectada, debe ser analizado el tipo
de influjo que está produciendo el arrancón del pozo, con la
determinación de la densidad del fluido invasor, (0.38 gr/cm3); mismo que
comparando con el valor las densidades de referencia de la Tabla 4,
estimadas en unidades del sistema internacional de medidas (gr / cm 3),
definirá al fluido invasor como gas, petróleo ó agua salada; en este caso
corresponde a ser un brote por presencia de gas.

Se deberá acudir al método más efectivo de control del pozo (Método del
Perforador, Método del Ingeniero), en la brevedad posible, así como con
la mayor eficacia que cada uno de los métodos aportan, mismo que se
seleccionará de acuerdo a la experiencia del personal involucrado en el
proceso de control.
5.2 RECOMENDACIONES

El Ingeniero de Lodos debe realizar un constante control sobre las
densidades y volúmenes del lodo que retorna, para mantener un
continuo control sobre la posible presencia de un brote; puesto que si
hay cambios en dichos valores, con los que originalmente han sido
bombeados al pozo, serán un claro indicativo que hay aportación de
144
fluido por parte de la formación; de forma que el control preventivo del
pozo sea realizado en forma rápida y eficaz.

El perforador debe tener siempre un registro de las presiones
de
operación, así como, de los volúmenes de tuberías desplazados, para
evitar que la Presión Hidrostática varíe respecto a la Presión de
Formación, produciendo el descontrol el pozo, que desembocaría en
pérdidas innecesarias.

En el desarrollo de los cálculos es imperante que sean realizados dentro
del esquema de unidades equivalentes, ó rigiéndose a la especificación
de la fórmula en las unidades especificadas por la misma, pues las
constantes que pertenecen a la fórmula suelen ser el valor de
equiparación de dichas unidades.

El conocimiento operativo y de selección de los equipos de superficie:
Conjunto de preventores BOP, preventores anulares, preventores de
arietes, múltiples de estrangulación, líneas de matado y acumuladores es
de extrema importancia para que en el momento en que un brote sea
detectado se pueda seguir los pasos y lineamientos adecuados en forma
que el control del pozo sea llevado a cabo en la forma más efectiva
posible.

En el equipo de superficie de control del pozo BOP, es recomendable
realizar siempre las pruebas de acumuladores, preventores de arietes y
anulares cumpliendo el esquema mínimo para cada uno de ellos.
145
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Acumulador.- En un equipo de perforación, el acumulador almacena fluido
hidráulico bajo presión de nitrógeno comprimido, para el cierre del BOP en
caso de emergencia. El acumulador es un recipiente o tanque (botellón) que se
utiliza para recibir y almacenar temporalmente liquido que se utilizan en
procesos continuos en plantas de producción.
API.- Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute).
BHA.- Iniciales de Bottom Hole Assembly, conjunto o ensamblaje de fondo.
BOP.- Iniciales de Blow out preventer, preventor de reventones
Casing.- tubería de aro que se coloca en un pozo de perforación o de gas a
medida que avanza la perforación para evitar que las paredes del pozo se
derrumben durante la perforación y para extraer petróleo si el pozo resulta ser
productivo.
Circulación de lodo.- Acción de bombear lodo hacia abajo hasta la broca y de
vuelta hasta la superficie por circulación normal o por circulación inversa.
146
Circulación normal.- Circulación lenta, ininterrumpida de fluido hacia abajo por
la tubería de perforación, por fuera de la broca, en la parte superior del espacio
anular entre la tubería y el pozo, de regreso a la superficie.
Circular el fondo.- Desde el fondo del pozo hasta la superficie.
Conjunto de BOP.- Preventores de reventones que se utilizan para control
mecánico o automático del pozo durante de perforación.
Elastómeros.- Sello; elemento sellador de caucho.
Espacio anular.- El espacio entre la columna de sondeo y la pared de pozo o
del casing.
Gasto.- Cantidad de fluido en un determinado tiempo
Pérdida de circulación.- Pérdida de una cantidad de lodo en el interior de la
formación, generalmente en lechos cavernosos, fisurados o permeables.
Pérdida de retorno.- Pérdida de circulación provocada por el ingreso de fluido
de perforación desde el pozo al interior de una formación.
147
Presión de formación.- La presión que ejerce los fluidos de una formación,
registrada en el pozo a nivel de la formación con el pozo cerrado.
Presión regulada en el cierre.- Presiones que se regulan cerrando válvulas
poco a poco según la presión que se requiere para controlar el pozo.
Presurizado.- Presión cerrada, que no puede perderse.
TVD.- Iniciales de true vertical depth, profundidad vertical verdadera.
148
BIBLIOGRAFÍA
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Gandolfi, E. (2009). Manual de well control. México: Ediciones Saipem.
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Hydrill company. (2008). Manual de control de brotes. Huston: Hydrill Co.
Editor
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Instituto de Capacitación Petrolera. (2008). Control de Brotes. Huston:
Universidad de Victoria Ed.
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Pemex. (2005). Manual de Mantenimiento a Equipos. Mexico: Pemex
Editor.
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Petrex. (2008). Manual de Well Control. Mexico: Ediciciones Saipem.

Well control school. (2009). Principios de Control de Pozo. Argentina:
WCI. Institucional
149
ANEXOS
ANEXO 1: TALADRO DE PERFORACIÓN CCDC39
150
ANEXO 2: MANIFOLD DE PRODUCCIÓN
151
ANEXO 3: BAJADA DE TUBERÍA EN MESA ROTARIA
152
ANEXO 4: BROCA EMBOLADA
153
ANEXO 5: POZO CERRADO
154
ANEXO 6: CAMBIO DE BROCA
155
ANEXO 7: CORRIDA DE REGISTROS
156
ANEXO 8: MANIFOLD DE CHOKE
157
ANEXO 9: COLUMNA DE BOP
158
ANEXO 10: ARREGLO DE KILL LINE
159
ANEXO 11: PREVENTORES ANULARES Y DE ARIETES
160
ANEXO 12: BOTELLAS ACUMULADORAS
161
ANEXO 13: INTERIOR DEL PREVENTOR ANULAR
162
ANEXO 14: INTERIOR PREVENTOR ANULAR
163
ANEXO 15: PACKER DEL ANULAR
164