3 Control de pozos en perforación

Control de pozos en perforación
Contenido
§ Riesgos someros
• Gas somero
• Flujos de agua someros
• Desviadores
2
§ Evaluación de la presión anormal
6
§ Preparación para el control de pozos
• LOT, MASP y tolerancia del amago
• Tasa lenta de circulación
• Simulacros de control de pozos y asignaciones del personal
17
§ Causas y señales de advertencia de los amagos
41
§ Procedimientos de cierre del pozo
49
§ Árbol de decisiones para controlar el control del pozo
56
§ Complicaciones y soluciones
62
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Control de pozos en perforación: 1
Riesgos someros
Los riesgos someros son acumulaciones de gas o agua que tiene presiones anormales y que se
encuentran a profundidades tan someras que impiden la instalación de las preventoras. Estos peligros
someros presentan un peligro grave ya que al encontrarlos sólo se puede dejar que fluyan hacia la
superficie para allí desviarlos.
Flujos de agua somera
Los flujos de agua somera pueden resultar
naturalmente como un producto del ambiente
marino in-situ o pueden ser inducidos por el
proceso de perforación.
Los requerimientos necesarios para el
flujo de agua somera de ocurrencia
natural son:
1. Aumento de la presión de poro debido a las
altas tasas de sedimentación
2. Presencia de un sello en el tope
3. Presencia de una arena permeable
Gas somero
Por lo regular, las acumulaciones de gas somero se
encuentran en lentes de arena, los cuales sugieren que se han
depositado en un ambiente de plataforma marina somera con
influencia de la corriente. Estos lentes tenderían a tener la
forma de olas de arena, parches y riscos arenosos resultando
en una distribución interrumpida aparte. Estos lentes de
arena, por consiguiente, podrían estar sellados por los
sedimentos arcillosos de sus alrededores. Esta distribución en
parches de gas somero es muy importante. No se debe
suponer que debido a que varios pozos hayan penetrado una
posible zona de gas somero con éxito, todos los futuros pozos
también estarán libres de los peligros del gas somero.
Es difícil estimar los volúmenes de gas presente en la
acumulaciones de gas somero. En un incidente en el Mar del
Norte, se estimó que se venteó 8 mmscf de gas. Esto podría
aportarse de una arena de 125 pies de espesor con un área de
solamente 250 pies de diámetro.
Se han reportado tasas de flujo de más de 100 mmscfd para
reventones de gas somero en el Golfo de México.
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Control de pozos en perforación: 2
Gas somero
El gas somero presurizado anormalmente ocurre debido a la inclinación del lente, lo cual tiene el mismo
efecto que el de aumentar la altura del lente y, por lo tanto, e l gradiente de presión en el tope del lente.
Los flujos de gas somero pueden ser extremadamente prolíficos, con tasas de flujo de gas muy altas y
con volúmenes considerables de roca/arenisca de la formación, los cuales pueden llegar a ocasionar
fallas en el sistema de desviación.
Causas de influjo de gas somero
§ Sobrecarga del anular con cortes, lo cual
ocasiona una pérdida de circulación
§ Gas perforado que se expande y se
descarga el espacio anular
§ Llenado del hueco inapropiado durante el
viaje
Precauciones
§ Perforar un hueco piloto
§ Perforar sin riser
(cuando sea aplicable - submarino -)
§ Limitar la tasa de penetración y controlar la
perforación.
§ Monitorear el pozo de manera precisa
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Reventón debido a un gas somero en el Golfo de México
Control de pozos en perforación: 3
Procedimientos de desvío para un taladro soportado en el fondo
1. Mantener la máxima tasa de bombeo.
2. Efectuar un espaciamiento de tal forma que la válvula
inferior del kelly ó top drive quede por encima de la
rotaria.
3. Asegurar que la línea del desviador en la dirección del
viento esté abierta. Cierre el empaque del desviador y
envíe los retornos del desviador hacia afuera.
4. Apague todo el equipo que no sea necesario.
Despliegue las mangueras contra incendios por debajo
de la mesa.
5. Monitoree el mar en busca de evidencia de un escape
de gas a través de la parte externa del conductor.
6. Monitoree la dirección del viento y bombee el
fluido/agua.
7. Bombee lodo pesado que se
previamente, si está disponible.
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haya
Manteniendo la tasa máxima de bombeo
mientras se desvía el flujo
mezclado
Control de pozos en perforación: 4
Sistema desviador
El sistema desviador incluye:
§ El desviador – un preventor anular de baja presión
empleado para sellar el hueco desde la línea de
flujo.
§ Líneas de venteo – tubería de diámetro grande
utilizada para el flujo de los fluidos en la dirección
del viento opuesta al taladro.
Línea de flujo
Campana
Desviador
Válvulas de las
líneas de venteo
§ Las válvulas de las líneas de desviación – válvulas
de apertura total empleadas para seleccionar y
aislar la línea de venteo deseada.
§ Sistema de control hidráulico – opera el desviador y
abre automáticamente la válvula de la línea de
desviación seleccionada.
Líneas de venteo
“Drilling Spool”
Por lo general, la primera tubería de revestimiento o tubo conductor se instala debajo de la línea del
lodo para iniciar la perforación en un lugar costa afuera y una sarta de revestimiento se sienta y se
cementa a poca profundidad para locaciones en tierra. Esta tubería proporciona un sello capaz de
soportar la presión hidrostática de la columna de lodo desde la base de tubería de revestimiento hasta
la salida de la campana. El sistema desviador se instala sobre la primera tubería de revestimiento
sobre el tubo conductor.
La presión de trabajo del desviador y de las líneas de desviació n no son tan importantes; más bien, el
tamaño de éstas debe tener un tamaño tal que permita una tasa de flujo de desviación de los fluidos
que vienen del pozo, reduciendo al mínimo la contrapresión del pozo.
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Control de pozos en perforación: 5
Detección de la presión anormal
Introducción
El objetivo primordial del control de pozo es mantener un peso de lodo suficiente para sobre balancear la
presión de poro de formación. El hacer esto requiere conocer la magnitud de las presión de poro. Durante
la etapa de planeación del pozo, la presión de poro se predice con base en los datos de poro de referencia,
en caso de estar disponible, y del análisis de datos sísmicos A pesar de que ambos pueden ser de gran
utilidad, el valor de la presión de poro puede variar para el pozo que se está perforando.
Por lo general, la presión de poro se planea como normal hasta que se llegue a una profundidad donde los
cambios en los parámetros de perforación indican un cambio a subnormal o anormal. Las formaciones
presionadas anormalmente se penetran más frecuentemente e implican el mayor riesgo desde un punto de
vista de control de pozos. A medida que aumenta la presión de poro de formación se debe aumentar el
peso del lodo, en especie, a fin de mantener el sobrebalance deseado. El intervalo en el pozo en el que la
presión de poro de formación aumenta de su punto normal se conoce como zona de transición.
Usualmente, esta “pendiente” aumentará a una máxima presión de poro causada por el proceso
deposicional, de enterramiento y compactación.
Para la lutitas, a zona de transición representa la barrera de permeabilidad que restringe el flujo de fluidos
de poro hasta el ambiente marino. El espesor de la zona de transición depende de las permeabilidades
dentro y adyacentes a la formación sobre presionada en la edad de sobrepresión, por ejemplo, el tiempo
disponible para el flujo de fluido y el agotamiento de la presión desde cuando se desarrolla la sobrepresión.
Los cambios en parámetros de perforación permiten la detección y el estimativo de los valores de presión
de poro para las zonas transición. Los métodos y técnicas mejoran constantemente en cuanto a su
precisión, permitiendo un mejor control de pozo. Se deben realizar todos los esfuerzos posibles para
detectar la presencia de zonas de transición durante la planeación y perforación de un pozo.
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Control de pozos en perforación: 6
Presión anormal
Las zonas de transición con frecuencia están
superpuestas por una zona de una lutita casi
impermeable que obra como un sello de presión y se
conoce como “roca sello”. Esta roca sello puede
ofrecer dificultades para la perforación y esto, de por
si, es un indicio de que hay una sobrepresión
potencial pendiente. A medida que la broca penetra
la zona de transición, la mayor porosidad y contenido
de agua de las lutitas permiten una perforación más
fácil y ocurre una desviación de la tendencia
“normal”.
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d
a
Línea de la tendencia
normal de la lutita
r
o
f
u
n
d
i
Tasa de penetración
P
En un ambiente presionado normalmente, las lutitas
se compactan más a medida que aumenta la
profundidad. Con el aumento de compactación, el
contenido de agua de las lutitas disminuye y se
convierte en algo más denso y “más duro” de
perforar. A medida que se aumenta la profundidad
en una presión de poro normal, la reducción de la
tasa de penetración y el aumento en las fuerzas de
perforación, tal como el peso en la broca, la
velocidad de la rotaria y la potencia hidráulica de la
broca, representan una tendencia clara. Las cambios
en esta tendencia permiten la detección de presión
de poro anormal.
d
Indicadores – tasa de penetración
Tope de presión anormal
La ROP muestra la tendencia normal y la
presión de poro anormal
Control de pozos en perforación: 7
Presión anormal
Exponente corregido
§ El exponente d es una medida de la “perforabilidad” de
una formación.
§ Los valores que disminuyen de dc indicarán la zona de
transición.
§ Generalmente, se utiliza una sobrefranja para predecir la
magnitud de la presión de poro.
10
11
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Arenas
§ El dc es lo más adecuado cuando se perfora a través de
litología constante particularmente al perforar la lutitas.
§ Se debe establecer una tendencia normal antes de
perforar en una zona de transición.
[ 60ROPx N] log
d=
( [ 12 x WOB ] )
10 x D
log
6
Zona de transición
Tendencia normal, 9 ppg
dc = d x
pn
Presión de poro, 11.8 ppg
ECD
b
ROP – Tasa de penetración (pies/hora) N – Velocidad de la rotaria rpm)
Determinación de la presión de poro
con base en el exponente d.
Db – Diámetro de la broca (pulgadas)
WOB – Peso sobre la broca (lbs)
pn – Presión de poro normal (ppg)
ECD – Densidad equivalente de circulación (ppg)
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Control de pozos en perforación: 8
Presión normal
Indicadores que aparecen con retraso
§ Gas de conexión.
• Influenciados por el suaveo
§ Gas de fondo.
• Excelente indicador de la
presión de poro.
§ Lutitas astillosas.
§ Carga de cortes de perforación
• Aumento de éstos a la
misma ROP.
§ El pozo “le hablará”.
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Control de pozos en perforación: 9
Presión anormal
MWD y LWD
§ General
§ La base de todos los modelos es una
tierra homogénea.
• Las arcillas pierden el agua a medida que
aumenta la sobrecarga.
• La porosidad se reduce a medida que la
densidad general aumenta.
§ ¿La salida de agua no se ve restringida?
• La arcilla tiene una compactación normal
§ ¿La salida de agua se ve restringida?
• La arcilla está sobre presionada
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La resistividad y la densidad deben
aumentar con la profundidad. El
cambio de tendencia hacia la
izquierda en la parte inferior del
diagrama indica un aumento en la
compactación y por lo tanto una
sobrepresión.
Control de pozos en perforación: 10
FEWD, MWD/LWD
§ Curvas de resistividad
§ Curvas de densidad
§ Curvas sónicas
§ Temperatura hueco abajo
§ Información de PWD “Pressure While Drilling”
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Control de pozos en perforación: 11
FEWD/MWD
Registro de resistividad
1000
1500
El cambio de la tendencia a la
izquierda indica un aumento en
la baja compactación y por
consiguiente, sobrepresión.
TVD (m)
2000
2500
Top of
Overpressure
3000
NCT
3500
0.1
1
10
RILD (ohm.m)
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Control de pozos en perforación: 12
FEWD/MWD
Registro sónico
§ Ejemplo:
NTC Sónico, debe
disminuir con la profundidad a
medida que las velocidades
aumentan. (usec/m)
§ El cambio a la derecha indica una
aumento en la baja compactación
y por consiguiente, sobrepresión.
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Control de pozos en perforación: 13
Evaluación de la presión
Software - Ejemplo
§ Cálculos sobrepuestos
• Existen dos métodos de cálculos
sobrepuestos y de aplicación. Ambos
requieren de la presencia de una
tendencia de compactación normal.
§ Método de “proporción”
• Aplicable a los registros sónicos
exponentes de resistividad y densidad.
§ Método “Eaton”
• Aplicable únicamente a los registros
de
resistividad
/
conductividad
exponentes d y a los sónicos. No
existe una fórmula Eaton para los
registros de densidad.
§ Interfase gráfica
• La serie FPE se controla por medio de
formatos de registro definidos por el
usuario.
• Se agregan líneas de tendencia y
filtros y se modifican utilizando el
cursor del ratón del computador.
• Se pueden abrir ventanas múltiples lo
que permite la comparaciones entre
pozos.
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Cortesía de Sperry Sun
Control de pozos en perforación: 14
Evaluación de la presión
Medición directa – prueba de formación con wireline
Un probador de formación con wireline se corre en una línea eléctrica de wireline y está diseñado para
medir presiones de formación, así como para tomar muestras de zonas permeables. La serie de
lecturas de presión que se puede tomar permite que la formación sea sondeada para las posibles
zonas permeables antes de tomar las muestras.
Torta de lodo
Empaque
Formación permeable
Sonda
Línea de flujo
Filtro
Sonda cerrada
durante el seteo inicial
Sonda abierta
y muestreo
Operación de sondeo con probador de muestra en la formación con wireline
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Control de pozos en perforación: 15
Evaluación de la presión
Medición directa
Medición de
la permeabilidad
Prueba del
gradiente de presión
Muestro
PVT
Pruebas
intervalos
Módulo de potencia
eléctrica
Módulo de
potencia eléctrica
Módulo de
potencia eléctrica
Módulo de potencia
hidráulica
Módulo de potencia
hidráulica
Módulo de potencia
hidráulica
Módulo
de sonda
Módulo
de sonda
Módulo
de sonda
Módulo
de sonda
Módulo de
muestras
múltiples
Módulo de
control de flujo
Módulo de
muestra
Módulo de
bombeo de
extracción
Módulo de
muestra
Módulo de
muestra
Módulo de
sonda doble
Módulo de
potencia eléctrica
Módulo de
bombeo de
extracción
Módulo de
muestra
Módulo de
empaque
Configuraciones modulares del probador de formación con wireline
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Control de pozos en perforación: 16
Preparación en control de pozos
Pozo
Personal
•
Equipo
Entrenado en control de pozos y
practicar en el taladro mediante la
participación en los simulacros de
control de pozos.
•
•
Conocer las causa de los amagos
y sus señales de advertencia.
•
El equipo se debe probar bajo
presión en forma periódica.
•
Monitorear el pozo para detectar
los amagos.
•
•
Mantener la comunicación entre
todos los miembros del equipo.
El equipo de detección se debe
mantener
en
buenas
condiciones de operación.
•
Conocer sus responsabilidades y
asignaciones de acuerdo con el
plan de contingencia.
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Las BOP se deben clasificar
de acuerdo con la máxima
presión
anticipada
en
la
superficie.
•
El hueco se debe mantener lleno
todo le tiempo con el peso de
lodo adecuado para asegurar el
control de presión hidrostática.
•
La presión de estallido del
revestimiento Se debe dar a
conocer y registrarse en la mesa
del taladro.
•
La integridad de la formación se
debe conocer y la MASP se debe
registrar en la mesa del taladro.
•
La presión de la formación se
debe monitorear y los pesos de
lodo se deben ajustar de
acuerdo con ésta.
Control de pozos en perforación: 17
Responsabilidades del personal
¡Cada integrante tiene un papel importante en la prevención de los
amagos!
Perforador
•
El perforador debe detectar el amago y cerrar el pozo.
•
Es responsable de supervisar a su cuadrilla durante las operaciones de control del pozo.
Cuñeros, encuelladores, recogemuestras y otros miembros de la cuadrilla
•
Estar alertas ante cualquier señal de advertencia de un amago.
•
Se deben reportar en el puesto asignado durante las operaciones de control del pozo.
Ingeniero de lodos
•
Mantener las propiedades del lodo de acuerdo con el programa.
•
Estar preparado para suministrar información del pozo durante las operaciones de control del mismo.
Mud Logger
•
Informar al perforador y al supervisor de la operación los indicadores de aumento de la presión de
formación.
•
Monitorear y llevar el registro del sistema de circulación durante las operaciones de control del pozo.
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Control de pozos en perforación: 18
Responsabilidades del personal (continuación)
¡Cada integrante tiene un papel importante en la prevención de los
amagos!
Jefe de Equipo
•
Debe asegurar que el perforador y su cuadrilla se ubiquen correctamente.
•
Debe estar presente en la mesa durante las operaciones para matar el pozo.
•
Informar a la nueva cuadrilla antes del cambio de turno acerca del estado de las operaciones
de control del pozo.
•
En operaciones en equipos flotantes – debe informar al capitán o burgomaestre de las
operaciones de control de pozos en caso de que se necesiten implementar procedimientos de
emergencia marinos.
Supervisor de la compañía operadora
•
Es responsable totalmente por el control del pozo.
•
Asegurar que todo el personal conoce sus responsabilidades.
•
Mantener una comunicación abierta entre todo miembros del equipo de trabajo.
•
Dar a conocer a todo el personal pertinente de las operaciones que se han planeado para
controlar el pozo.
Personal de las compañías de servicios
•
Debe conocer las responsabilidades asignadas para las situaciones de emergencia.
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Control de pozos en perforación: 19
Simulacros de control de pozos
Ayudan a detectar a tiempo las señales de advertencia de amagos
§
§
§
§
El objetivo de los simulacros de control de pozos es el de familiarizar a las
cuadrillas con los procedimientos que se deben implementar en caso de que
ocurra un amago.
La presiones de pozo inducidas por amagos dependen del volumen del influjo. Los
simulacros hacen que el personal esté más alerta ante las señales de advertencia
y ayudan a una detección temprana de los amagos.
Los simulacros se deben hacer de la forma más real posible.
Los simulacros se deben llevar a cabo por lo menos una vez a la semana con cada
cuadrilla:
• Durante la perforación
• Durante los viajes
• Durante la perforación con un sistema desviador
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Control de pozos en perforación: 20
Simulacros de control de pozos
Asignaciones típicas del personal
• Encuellador/Asistente del Perforador
• Representante de la Compañía
•
Organiza las operaciones para matar el pozo.
•
Tiene la responsabilidad total de las operaciones
•
Da instrucciones a la cuadrilla, dirige las operaciones.
•
Informa y mantiene una comunicación abierta con la
oficina.
•
Puede ser el responsable para operar el choque.
•
Va al área de los tanques, alinea el separador de gas,
el desgasificador y las válvulas en los tanques.
•
Trabaja con el Ingeniero de Lodos para asegurar que
se mantienen las propiedades del lodo.
• Ingeniero de Lodos
•
Permanece en los tanques para asegurar el correcto
aumento del peso del lodo.
• OIM / Jefe de Equipo
•
Mantiene la densidad y las propiedades del lodo.
•
Responsable por el taladro y su personal.
•
Cuñeros
•
Informa al burgomaestre o al capitán acerca de las
operaciones de control de pozos.
•
Se reportan en los sitios que le han asignado en el
plan de contingencia (mesa, bombas de lodo, etc.)
•
Puede ser responsable para operar el choque o
designa a alguna persona para operarlo.
•
Sigue las instrucciones del perforador/supervisor.
•
Coordina con el Representante del Operador las
operaciones para matar el pozo.
• Aceitero
•
Apaga todo el equipo que no se necesite. Mantiene la
potencia requerida en el taladro
durante las
operaciones de control del pozo.
•
Permanece en el sitio asignado en el plan de
contingencia durante las operaciones de control del
pozo. Permanece disponible en caso de que se le
ordene apagar las fuentes de energía del taladro.
• Perforador
•
Su
responsabilidad
primaria
detección/verificación del amago.
•
Cierra el pozo e informa al Representante del
Operador.
•
Organiza a la cuadrilla para las operaciones de matar
el pozo.
•
es
Permanece en la consola para operar la bomba.
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la
• Operador de cementación
•
Reporta a la unidad de cementación. Alinea la bomba
de cementación y permanece disponible.
Control de pozos en perforación: 21
Mantener el control hidrostático - viajes
Antes del viaje
• Circular el hueco antes del viaje.
• Limitar la velocidad del viaje para minimizar las
presiones de surgencia /suaveo.
• Alinear y usar un tanque de viaje.
• Mantener el hueco lleno/datos de desplazamiento en
las hojas de viaje.
Llenado = Fact. de despl. x long. parada x # de paradas
Ejemplo: Llenado = .0076 x 93 x 5 paradas = 3.5 bbls
• Discutir con el perforador el propósito del viaje.
• Preparar la mesa del taladro.
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Control de pozos en perforación: 22
Mantener el control hidrostático - Viajes
Procedimiento de viaje
1.
Hacer un chequeo de flujo antes de iniciar el viaje.
2.
Bombear una píldora para sacar la tubería “seca”.
Vpildora =
MW x longitud de tubería seca x capacidad de la tubería
MWpíldora – MW en uso
Vpíldora – volumen de la píldora (bbls)
Capacidad de la tubería - (bbls /pie)
MWpíldora y MW - (ppg)
Longitud - (pies)
Chequeando el flujo del pozo
Como regla general, la píldora se debe mezclar para mantener un mínimo de 2 paradas de
tubería seca. Es necesario desplazar con precisión la píldora, así se conocerá el peso, la
profundidad y la altura de la píldora en todo momento durante el viaje.
3.
Monitorear el hueco a través de la rotaria durante las primeras 5 – 10 paradas levantadas del
fondo con el fin de chequear que el nivel del espacio anular está cayendo a medida que se retira
la tubería. El limpiador de tubería solamente se debe instalar después de haber chequeado que
no hay suaveo.
4.
Circular el hueco a través del tanque de viaje y continuar el viaje hacia afuera, monitoreando el
llenado correcto del hueco con la ayuda del tanque de viaje y de las hojas de viaje.
5.
Realizar un chequeo de flujo cuando se hale el BHA por dentro del revestimiento y antes de
halar el BHA dentro del conjunto de preventoras.
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Control de pozos en perforación: 23
Uso de las hojas de viaje
Las hojas de viaje se deben
usar
para
registrar
los
volúmenes de llenado del hueco
en todos los viajes. La hoja de
viaje permite la comparación de
los volúmenes reales con los
calculados,
así
cualquier
diferencia se puede detectar
fácilmente.
Se debe usar también un
tanque de viaje en todos los
viajes con el fin de ayudar con
un correcto llenado del hueco.
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Control de pozos en perforación: 24
Pérdida de circulación
Manteniendo el control de presión hidrostática
La pérdida de circulación puede ser muy costosa y en casos severos puede ocasionar reventones. Los
perforadores deben permanecer atentos a la pérdida de fluido hacia las paredes del pozo y se deben
evitar las pérdidas excesivas de ser posible, intentando resolver el problema siempre que se presente.
Las causas primarias de pérdida de circulación son:
§ Sentar el revestimiento demasiado superficial y no ganar suficiente resistencia a la fractura para
que el pozo tolere los pesos de lodo planeados para ese intervalo.
§ La perforación con excesivo sobrebalance.
§ La perforación demasiado rápida y por consiguiente los cortes cargan el anular de manera
suficiente para causar una falla en la formación.
§ Excesivas presiones de suaveo / surgencia cuando se hacen viajes de tubería.
§ Empaquetamiento del hueco debido a aumento de cortes (especialmente en el lado bajo de los
pozos de alto ángulo) o embotamiento de los ensamblajes de perforación.
La tasa de p érdida puede variar desde filtrado (1/4 a 10 bbl/hr), parciales (10 - 500 bbl/hr), a totales (500
bbl/hr – sin retornos). Los mejores correctivos para corregir la pérdida de circulación dependen en gran
parte del tipo de formación que se esté perforando.
Formaciones no consolidadas
Las formaciones no consolidadas tales como la gravilla ocurren generalmente a profundidades someras.
La indicación es una pérdida gradual hasta la torta de filtrado u otros agentes de taponamiento que
bloquean la permeabilidad de la zona. Las pérdidas pueden ocurrir y generalmente son toleradas hasta
que se pueda sentar el revestimiento de superficie.
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Control de pozos en perforación: 25
Pérdida de circulación (continuación)
Manteniendo el control de presión hidrostática
Fracturas
Las fracturas naturales pueden existir en muchas formaciones. Por lo regular, se observa una pérdida gradual
de lodo hacia el hueco, pero las pérdidas pueden acelerarse a medida que las fracturas adicionales sean
expuestas. Las fracturas pueden ser tales que la pérdida total de circulación es posible.
Las fracturas inducidas ocurren debido a excesivo peso del lodo, surgencia/suaveo, o empaquetamientos del
hueco. Por lo general, esto termina en una pérdida de lodo total y repentina.
Formaciones cavernosas
Por lo general, solamente se experimenta al perforar calizas y estructuras de arrecife. La indicación es que la
broca se cae libremente y se presenta una pérdida de lodo repentina.
Flujos cruzados subterráneos
En caso de que las fracturas de una zona débil se abran debido a un aumento de presión cuando se cierra
durante una amago de pozo, los fluidos de la formación (y el lodo) irán de una formación a otra, por lo regular
desde la zona más baja hasta una zona superior que se haya fracturado. Los flujos cruzados subterráneos son
indicados por unas lecturas de presión inestables en superficie.
Se debe determinar la profundidad de la zona que toma el fluido para calcular la hidrostática implicada y
determinar la acción correctiva que se debe tomar. Los registros de temperatura se pueden utilizar para ayudar
a identificar la zona que está recibiendo el flujo.
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Control de pozos en perforación: 26
Corrección de la pérdida de circulación
Manteniendo el control de la presión hidrostática
Una ubicación exacta del tapón hueco abajo es crucial para sellar una zona de pérdida. Para hacer esto, se
requiere que el desplazamiento se mida exactamente y se conozcan las capacidades de la tubería. Se debe
tener en cuenta el riesgo de taponar las boquillas cuando se bombea LCM (material de pérdida de circulación).
Se debe mantener la sarta en movimiento cuando se bombean píldoras para prevenir la pega de tubería.
Cuando se colocan los tapones que contengan cemento, siempre que sea posible se debe probar la
formulación de la lechada para determinar el tiempo de fraguado. La técnica de tapón balanceado es el mejor
método de desplazamiento para ubicar los tapones. Sin embargo, esto no siempre es posible de lograr (o
deseable), dependiendo la tasa de pérdida o el tipo de lechada que se va a bombear.
(a) Circulaci ón convencional
Ubicar el tapón a trav és de una tubería de extremo abierto (de ser posible) en frente de la zona de pérdida.
Bombear a 1.0 bbl/min hasta que cese la pérdida.
(b) Tapón balanceado
El requisito básico para un tapón balanceado es que el volumen correcto del espaciador se bombee a
continuación de la lechada, para garantizar que la presión hidrostática en el espacio anular esté balanceada
con la de la tubería antes de sacar la tubería del tapón. La tubería luego se saca del tapón.
(c) Tapón no balanceado
Cuando se conoce bien la zona de pérdida, la tubería se puede ubicar aproximadamente a 150 pies por
encima y la lechada se puede desplazar hasta el extremo de la tubería y se cierra la BOP. Para un tapón
mixto de fondo, se bombea simultáneamente por la tubería de perforación y por el anular a 2 bbl/min. Para un
tapón ubicado, se bombea la lechada fuera de la tubería más un exceso de 5 bbl, y luego se bombea hacia
abajo solamente por el espacio anular.
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Control de pozos en perforación: 27
Corrección de la pérdida de circulación
Técnica de tapón balanceado
Lodo
L
Espaciador
h
Donde:
h = altura del espaciador (pies)
H
H = altura del tapón (pies)
L = longitud de la tubería de
perforación o producción (pies)
Tapón
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Control de pozos en perforación: 28
Pérdida de circulación
Remedios y recetas
(1) Sacar y esperar
La broca se debe sacar hasta el revestimiento y el pozo se deja estático durante 4 a 6 horas, sin circulación.
Se mezcla una píldora cuando se está esperando en caso de que la sola espera no funcione.
(2) 100 - 500 bbl píldora de LCM
100 - 500 bbl de lodo
15 lb/bbl de cáscara de nuez, aserrín fino, etc.
10 lb/bbl de fibras finas (madera, mica o caña)
5 lb/bbl de fibras medianas a finas
5 lb/bbl de escamas grandes de celofán (diámetro de 1 ”)
Se bombea la píldora utilizando circulación convencional. Se repite si el pozo aún está tomando fluido. Se
intenta una píldora de pérdida de alta pérdida de filtrado si esta píldora no soluciona el problema.
3) Inyecci ón de lechada de pérdida de filtrado (tapón balanceado)
100 bbl de agua
15 lb/bbl de bentonita o 1.0 lb/bbl de Drispac (ó 1.0 lb/bbl de polímero XC)
0.5 lb/bbl de cal
50 lb/bbl de Diearth, Diaseal M
15 - 20 lb/bbl de mica fina, cáscara de nuez, celof án o materiales que se puedan mezclar y que continúen
siendo bombeables.
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Control de pozos en perforación: 29
Pérdida de circulación
Remedios y recetas
(continuación)
(4) Lechada de cemento limpio
Las lechadas de cemento limpio dan como resultado tapones de alta resistencia compresiva. Mezcle cemento
clase G a 15.8 ppg en agua. Se debe emplear una técnica de tapón balanceado.
(5) Lechada de cemento extendida (técnica de tapón balanceado)
La lechada de bentonita prehidratada da un grado de control de pérdida de fluido y un efecto de “blindaje" para
ayudar a detener la pérdida de circulación. Se puede formular una lechada de peso liviano (13.2 ppg) que ayuda
con las pérdidas de circulación graves.
Agregar 10 lb/bbl de bentonita al agua dulce previamente tratada con 0.25 lb/bbl de soda cáustica y 0.25 lb/bbl
de ceniza de soda. Se mezcla el cemento hasta 13.2 ppg.
(6) Tapón blando mezclado en el fondo (técnica de tapón no balanceado)
Esta píldora se puede mezclar con lodo base agua o agua de formación en el ambiente del fondo y luego ser
inyectada a la formación.
Mezcle 10.5 gal de diesel o base aceite a 100 lb de bentonita. Se puede agregar LCM granular o fibroso a esta
mezcla en caso de ser necesario (10 lb/bbl de mica o cáscara de nuez).
Se mantiene la mezcla alejada del contacto con el agua hasta que se retira de la tubería de perforación. Se
utiliza un espaciador de 10 bbl adelante de un tapón, seguido por 10 bbl después del tapón. Este tapón que se
forma como resultado de esto se vuelve con apariencia de caucho (parchudo) cuando se mezcla con agua.
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Control de pozos en perforación: 30
Pérdida de circulación
Remedios y recetas
(continuación)
(7) Tapón blando mezclado en el fondo para los lodos base aceite (técnica de tapón no balanceada)
Se mezcla en la superficie 280 lb de arcilla oleofílica con 1 bbl de agua. Se agrega lignosulfonato a 4 lb/bbl. Se
utilizan espaciadores base agua adelante y atrás de esta píldora.
(8) Tapón blando tipo polímero mezclado en superficie (técnica de tapón no balanceado)
Esta píldora se mezcla en la superficie donde los polímeros se mezclan con activadores y extensores para dar
un tipo de reacción retardada de engrosamiento. Esto permite suficiente tiempo par a colocar el tapón en la
zona de pérdida antes de que ocurra la reacción química.
Halliburton Temblok es un ejemplo de este tipo. Este tratamiento es temporal y la resistencia se interrumpe
muy rápidamente. A esto debe seguirle una lechada de cemento para efectuar un sello permanente.
(9) Tapón duro mezclado en el fondo (técnica de tapón no balanceada)
Para esta píldora se puede emplear Halliburton Flocheck. Este es un material de silicato de sodio el cual, al
contacto con iones de calcio insoluble. Al bombear una salmuera de CaCl 2 a la formación, seguido por el
material Flocheck, ocurre el taponamiento da la formación cuando los dos químicos se mezclan en la matriz de
la formación.
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Control de pozos en perforación: 31
Pérdida de circulación
Remedios y recetas
(continuación)
La colocación es como sigue:
Se bombean 50 bbl al 10% de peso de Cacl2, seguidos por 10 bbl de agua dulce. Luego se bombean 35 bbl de Flocheck,
seguidos por 10 bbl adicionales de agua dulce. Se debe tener precaución y asegurar que el CaCl2 no entre en contacto con
el Flocheck en superficie, puesto que se endurecerá en los tanques.
Este tratamiento se debe reforzar con una lechada de cemento.
(10) Tapón de barita para lodos base agua
Tapón de barita para preparar una mezcla de agua igual al 54% del volumen de lechada final que se desea.
Receta de asentamiento
1 bbl de agua dulce o marina
15 lb lignosulfonato
2 lb/bbl de soda cáustica
Receta de no asentamiento
1 bbl de agua (dulce o marina)
15 lb de lignosulfonato
1 lb polímero XC
Antiespumante
2 lb/bbl de soda cáustica
Agregue barita a la mezcla de agua. Para 1 bbl de una lechada de 21 ppg, se mezcla 0.54 bbls de agua de mezcla a 700 lbs
de barita.
(11) Tapón de barita para lodos base aceite
Se prepara la mezcla de aceite igual al 47% del volumen de lechada final que se desea.
Receta de asentamiento
1 bbl de base de aceite
1.5 US gal. de agente humectante de aceite
Receta de asentamiento
1 bbl de base de aceite
1.5 gal de agente humectante de aceite
4 lb de arcilla organofílica
Se agrega barita al aceite de mezcla. Para 1 bbl de una lechada de 21 ppg, se mezclan 0.5 bbls de mezcla de aceite a 750
lbs de barita.
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Control de pozos en perforación: 32
Información registrada previamente
Presión a tasa lenta de circulación
Manguera
de la rotaria
Kelly o Topdrive
Presión de circulación
o del “standpipe”
La presión lenta de circulación se usa como una
presión de referencial cuando se circulan los amagos
del pozo.
“Standpipe”
¡¡RECUERDE!!
La presión de circulación es la suma de todas las
presiones por fricción que están asociadas con todas
las partes del sistema de circulación.
Bomba de
lodos
Tanques en
la superficie
Espacio
anular
Tubería de perforación
Paredes
del hueco
Broca con boquillas
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Cuando el pozo ce cierra y se circula a través del
choque, éste se usa para aplicar una presión de
“control” a la formación. La cantidad de contrapresión
del choque se puede determinar si se conoce la
presión de circulación lenta para el sistema.
La presión lenta de circulación se debe medir:
§ En cada turno.
§ Cuando se cambie el peso del lodo.
§ Cada 500 pies de hueco nuevo perforado.
§ Luego de cada cambio de BHA o de cada viaje.
§ Luego de cualquier cambio significativo en las
propiedades del lodo.
Control de pozos en perforación: 33
Presiones lentas de circulación
Presión a tasa lenta de circulación
Las tasas lentas de circulación se utilizarán
durante las operaciones de control de pozos
y se deben determinar previamente teniendo
en cuenta los siguientes factores:
§ Capacidad de mezcla de la barita
§ Densidad equivalente de circulación
sobre el hueco abierto
§ Tiempo de reacción para el operador
del choque
§ Limitaciones de bombeo y presión
§ Capacidad del separador de lodo/gas
§ Presión de fricción del la línea del
choque (en taladros flotantes)
Asistente del perforador registrando las presiones
de lentas circulación
§ Registrar la presión en el manómetro
que se utilizará para matar el pozo
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Control de pozos en perforación: 34
Pruebas de integridad de la formación
Prueba de “Leak–Off” y de peso de lodo equivalente
Las buenas prácticas de perforación indican que se pruebe lleve a cabo una prueba de presión de la formación que
se encuentre expuesta por debajo de la última sarta de revestimiento para la integridad del control del pozo. La
prueba se puede llevar a cabo a un peso de lodo específico o al valor de fractura de la formación o de “leak-off”.
Los resultados de la prueba de “leak-off” test indican cuales son los pesos de lodos máximos en profundidades
posteriores y pueden alterar el revestimiento que se ha planeado para el pozo. La prueba también indica la calidad
del trabajo de cementación.
Utilice una bomba de cementación y bombee lentamente en pequeños
incrementos (1/4 bbl). Trazar la gráfica en la misma de la prueba de revestimiento.
Prueba
psi
Para la prueba de peso de lodo equivalente, pare el bombeo cuando se alcance la
presión deseada y se monitoree por 10 minutos.
El “Leak-off” es el punto al cual disminuye la tasa de incremento de la presión y se
aproxima el punto de disminución de la presión.
Parar la bomba
“Leak off”
Presión de cierre inicial (ISIP)
Esfuerzo horizontal mínimo (Sh)
Presión
Compresión de fluido
Tiempo de cierre
(minutos)
Registrar cada minuto durante
20
minutos o hasta que se estabilice la
presión
Aumento
lineal
0
1
2
3
4
Barriles
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Control de pozos en perforación: 35
Prueba de integridad de la formación
Procedimiento
1. Se perfora el zapato, el bolsillo (“rat hole”) y 10 - 15 pies de hueco nuevo.
2. Se circula el hueco limpio y se acondiciona el lodo hasta una densidad consistente.
3. Se saca la sarta +/- 10 pies por encima del zapato.
4. Se instala la bomba de cemento en la sarta y se lleva a cabo una prueba de presión de
las líneas de superficie y del sistema de prueba para determinar si hay fugas.
5. Se cierra el preventor anular (o el ariete de tubería) y se comienza la prueba.
6. Se mantiene una tasa de bombeo constante durante la prueba (1/4 a 1 bbl/min., como
máximo).
7. Se grafica la presión a cada 1/4 bbl bombeado, hasta completar la prueba.
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Control de pozos en perforación: 36
Presiones máximas tolerable en superficie
Presión de estallido del revestimiento y de “Leak-Off” (MASP)
Las presiones de cierre del pozo pueden ser una magnitud tal que pueda causar
complicaciones hueco abajo o daños a los equipos. Es prudente monitorear
permanentemente las presiones en la superficie y estar atento cuando existan
condiciones críticas.
§ Las presiones máximas tolerables en superficie son el estallido del revestimiento y
la presión que causa que la formación se fracture en el zapato (leak-off). Las dos
presiones se deben dar a conocer y se deben publicar en la mesa del taladro.
Estallido del revestimiento = 0.7 x tasa de rendimiento interno del
revestimiento
(MASP) leak-off = .052 x (LOT MW – MW) x TVD of casing shoe}
§ También se debe conocer la especificación de estallido del cabezal del pozo y las
de estallido y colapso de todos los tubulares.
§ Recuerde que la tensión reduce la especificación de
colapso de los tubulares.
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¡Estos valores se deben
publicar en la mesa del
taladro!
Control de pozos en perforación: 37
Tolerancia a los amagos
“Es el máximo volumen de gas (basado en una presión de poro dada) que se puede circular fuera
desde el pozo sin llegar a causar una pérdida de lodo excesiva en el zapato del último revestimiento
sentado”.
Información del pozo
Calcule la tolerancia al amago
(Asuma una intensidad de amago de 0.5 ppg)
MW – 9.6 ppg
Calcule el MASP para el Leak-Off del zapato
1. Calcule la longitud máxima de gas por debajo del
zapato (para causar que SICP = MASP).
Zapato de 18 5/8”
@ 2,132 ‘ TVD
LOT – 12.3 ppg
262’
2. Calcule este volumen en el cierre, V1cierre.
3. Calcule este volumen en el zapato, Vzapato.
DP –5” OD
4. Calcule que Vzapato podría estar en el cierre, V2cierre .
DCs – 9 ½” OD
5. Reporte la tolerancia al amago como el resultado
menor entre V1cierre y V2cierre.
TD para el revest. de 13 5/8”
@ 2,600 m (8,530’) TVD
Diámetro
del hueco: 17 ½”
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Control de pozos en perforación: 38
Tolerancia a los amagos - Ejemplo
Calcule la tolerancia al amago:
Información del pozo
1.
2.
MW – 9.6 ppg
Zapato de 18 5/8”
@ 2132 ‘ TVD
LOT –12.3 ppg
DCs – 9 ½” OD
TD para el revestim. de 13 5/8”
@ 8,530’ TVD
Diámetro del
Calcule la máxima longitud de gas por debajo
del zapato (para causar que SICP = MASP).
Nota: SICP = Subbalance + Pérdida de PH debida al influjo
Pérdida de PH = 300 – 0.052 x 0.5 x 8530 = 78 psi
78
Longitud del gas =
= 197.4 pies
( 9.6 – 2 ) x 0.052
3.
DP – 5” OD
262’
Calcule el MASP para el Leak-Off del zapato
MASP = (12.3 – 9.6) x 2132 x 0.052 = 300 psi
Calcule este volumen en el cierre, V1cierre.
V1cierre = 197.4 x 0.21 = 41.4 bbls
4.
Calcule este volumen en el zapato, Vzapato.
Vzapato = 197.4 x 0.273 = 53.9 bbls
5.
Calcule que Vzapato podría estar en el cierre, V2cierre .
hueco: 17 ½”
V2cierre =
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53.9 x 1364 = 16.4 bbls
4480
Control de pozos en perforación: 39
Tolerancia a los amagos – Análisis gráfico
MW – 9.6 ppg
Zapato de 18 5/8”
@ 2132 ‘ TVD
LOT – 12.3 ppg
DP – 5” OD
262’
DCs – 9 ½” OD
Máximo subbalance (ppg)
Información del pozo
Grafique el máximo
subbalance permitido =
300
0.052 x 8530
= 0.67 ppg
1.0
Área de tolerancia al amago
.8
Bombeando al zapato
.6
Cierre inicial
.4
.2
0
16
100
150
50
200
TD para el revest. de 13 5/8”
Tamaño del amago (bbls)
@ 8530’ TVD
300
Diámetro del
Máxima longitud de gas =
= 759 pies
(9.6 – 2.0) x .052
Hueco: 17 ½”
1. Grafique el máximo volumen permitido @ cierre = 262 x .21 + (759 – 262) x .273 = 190 bbls
759 x .273 x 1364
= 63 bbls
2. Grafique el equivalente del máximo volumen en el zapato @ cierre =
4480
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Control de pozos en perforación: 40
Detección de amagos
Causas de los amagos
§ La mayoría de los amagos no son intencionales y se definen como el flujo no deseado de
fluidos de la formación hacia el hueco. Los amagos pueden ocurrir intencionalmente como en el
caso de iniciar la producción, desasentando empaques después de llevar a cabo una prueba,
etc. pero aún así, debe ejecutarse con precaución.
§ El personal de perforación debe reconocer las señales de advertencia de un amago y
reaccionar inmediatamente los procedimientos de control de pozo para minimizar el efecto del
influjo. La severidad del incidente está directamente relacionada con el volumen del influjo, por
esto es de máxima importancia la detección rápida y el cierre del pozo.
§ La amplia experiencia en la industria ha demostrado que las causas más comunes de los
amagos son:
1. Suaveo durante los viajes
2. Llenado inadecuado del hueco durante los viajes
3. Insuficiente peso del lodo – error humano
4. Formaciones presurizadas de manera anormal
5. Pérdida de circulación
§ La experiencia muestra que la mayoría de los amagos ocurren durante los viajes.
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Control de pozos en perforación: 41
Suaveo
¡Tenga cuidado con un llenado insuficiente del hueco, en viaje!
El suaveo es afectado por:
§
La velocidad al sacar la tubería
§
Las propiedades del lodo
§
El espacio reducido en el espacio anular
Procedimiento:
1. Monitoree el llenado del hueco durante los
viajes
Fluidos de
la
formación
2. Limitar la velocidad al sacar la tubería
3. Agregar un margen de viaje al peso del lodo
4. Si el suaveo es severo, considere bombear
mientras se saca la tubería
Señales de advertencia del suaveo:
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§
Sobretensión, arrastre o torque excesivos
§
Perforar en formaciones reactivas (gumbo)
§
Altas propiedades reológicas del lodo
§
El hueco no está tomando el llenado correcto
Control de pozos en perforación: 42
Llenado inadecuado del hueco en viajes
Use tanques de viaje y documéntelos con hojas de viaje
§ Las hojas de viaje deben ser utilizadas para comparar
los volúmenes actuales desplazados y los calculados.
§ Los
tanques de viaje deben estar calibrados y
monitoreados con precisión, por un miembro de la
cuadrilla.
§ El llenado del hueco debe corresponder al volumen de
la tubería seca o “llena” que se haya sacado.
§ Planee el viaje – Establezca un programa fijo de
paradas de tubería a sacar entre llenados, tenga un
procedimiento seguro para volver a llenar el tanque de
viaje y transferir volúmenes de lodo en la superficie.
EJEMPLO:
Presión reducida en fondo:
Cuando tenga dudas …
… ¡verifique el flujo y cierre el pozo!
¿Si el peso del lodo es (MW) 12.2 ppg y cae 350 pies,
cuál es la reducción de la presión en el fondo del pozo
(BHP)?
12.2 ppg x .052 x 350 pies = 222 psi
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Control de pozos en perforación: 43
Peso insuficiente del lodo
Monitoree permanentemente el peso del lodo de entrada y de salida!
Las causas de densidad
insuficiente del lodo/fluido son:
§ Perforar
formaciones
presiones anormales.
con
§ Adiciones
inadecuadas de
agua o fugas de lodo en las
válvulas de los tanques.
NOTA:
§ La densidad del lodo o fluidos debe ser
verificada y registrada permanentemente.
§ ¡Los valores deben ser reportados por el
§ Asentamientos de barita / SAG
en las secciones de ángulo del
pozo.
§ Errores humanos
intercomunicador del taladro y las condiciones
de “pérdida de peso” deben ser reportadas de
inmediato!
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Control de pozos en perforación: 44
Pérdida de circulación
Monitoree continuamente el nivel de los tanques
Conjunto de
preventoras
Bombas de lodo
Tanque de
viaje
Manifold del choque
Tanques
de lodo
Línea de
matar
Separador de
lodo/gas
§ La pérdida total de circulación puede causar
una pérdida potencial de presión hidrostática
en el hueco.
§ La pérdida de circulación causa pérdida de
integridad de la presión en el sistema de
circulación.
§ ¡EL HUECO DEBE PERMANECER LLENO!
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Control de pozos en perforación: 45
Señales de advertencia de un amago
Una señal de advertencia es algo que puede observar el perforador y le permite identificar
que tiene un amago en el hueco.
Perforando
§ Aumento en la tasa de penetración
§ Aumento en la tasa de flujo de retorno
§ Incremento en el volumen de los tanques
§ Flujo de retorno con bombas apagadas
§ Disminución en la presión de circulación
§ Cambios en el peso de la sarta
§ Disminución de la densidad del fluido de perforación
Durante el viaje
§ Llenado inadecuado del pozo
§ Que el pozo empieza a fluir
§ Aumento en el volumen del tanque de viaje
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Control de pozos en perforación: 46
Lutitas hinchadas -“ballooning”La prueba de “leak-off”y la mínima tensión horizontal (cuando se
expresa en términos de ppge) proporcionan dos informaciones muy
importantes. El equivalente del peso de lodo de “leak-off” es aquel
peso de lodo que haría que las fracturas existentes se abrieran y se
propagaran, permitiendo flujo de lodo hacia el interior de la
formación. La tensión horizontal mínima es el peso de lodo
equivalente que cierra las fracturas, evitando mayor pérdida de
lodo.
1. Fracturas pre-existentes
abiertas por ECD
2. El peso del lodo estático es mayor que Sh
Las fracturas continúan propagándose
La clave para prevenir una pérdida de lodo exagerada es nunca
permitir que la ECD o la presión de surgencia supere la LOT y
nunca permitir que el peso estático del lodo sobrepase la tensión
horizontal mínima. Una pérdida de lodo excesiva ocurrirá sin duda
alguna si se violan simultáneamente ambas claves, lo cual ocurre
frecuentemente cuando se están circulando influjos en un pozo en
aguas profundas.
Escenario para pérdida masiva de lodo
El manejo del lodo es muy importante en aguas profundas, puesto que el peso del lodo siempre está cerca del de la
tensión horizontal mínima y el ECD puede estar cerca al límite LOT (especialmente cuando se está circulando en el
choque).
El mismo mecanismo es responsable de “cargar" o “hinchar“ las formaciones, ususalmente en secciones de lutita con
poca o ninguna permeabilidad.
Observe que el ECD es mayor que el LOT, mientras el peso estático del lodo es menor que la tensión horizontal mínima.
La pérdida de lodo ocurre cuando se está circulando; pero con las bombas apagadas, las fracturas se cierran haciendo
que el lodo perdido regrese al hueco.
Es inevitable perder algo de lodo si hay zonas permeables expuestas en el hueco. Las fracturas en propagación podrían
también “encontrar” zonas permeables, lo cual ocasionaría pérdida de lodo.
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Control de pozos en perforación: 47
Lutitas hinchadas -“ballooning”- (continuación)
Mejores prácticas
El perforador debe estar seguro que únicamente el lodo de perforación está fluyendo de vuelta en el
pozo cuando esté perforando a través de formaciones hinchadas. Usualmente, un hinchamiento
excesivo no se manifiesta de inmediato, pero comienza con una pérdida de filtrado y se hace una
tendencia que aumenta gradualmente. Con anterioridad, el perforador debe cerrar las preventoras y
circular fondos arriba para evaluar los parámetros de retorno del lodo.
La perforación progresará normalmente a la par con la adquisición de experiencia cuando se trate con
volúmenes perdidos o ganados durante el contraflujo, etc.
Detección de un
influjo /
hinchamiento y
cierre del pozo!
Hinchamiento
probable!!!
S
Es la SIDPP > AFP?
(Presión de fricción en el anular)
N
S
¿Hubo pérdidas durante las
últimas 24 horas perforando?
N
SICP > SIDPP?
N
S
SICP > SIDPP?
SICP > SIDPP?
S
Muy probable real (positivo)
la BOP de superficie usa método
de “esperar y pesar” W & W .
Aguas profundas usa “Método del
perforador”.
S
N
S
N
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¿Hubo pérdidas durante las
últimas 24 horas perforando?
S
N
¿Está disminuyendo
el flujo?
N
Posible influjo real (positivo), puede utilizar
W & W, pero no es una ventaja, circule
fondos arriba con peso de lodo original (en
choque), Revise los retornos para influjo
antes de aumentar el peso del lodo.
Posible influjo real (positivo), puede
utilizar W & W, pero no es una
ventaja, circule fondos arriba con
peso de lodo original (en choque),
Revise los retornos para influjo antes
de aumentar el peso del lodo.
Control de pozos en perforación: 48
Cierre del pozo
Consideraciones importantes
§ Espaciar la sarta para el cierre de las preventoras y tener acceso fácilmente a la
válvula de seguridad.
§ Primero se debe asegurar la sarta de perforación o la sarta de trabajo.
Este es el camino más rápido a la superficie para los fluidos potenciales del amago.
§ Después que el pozo esté cerrado, verificar que el flujo del pozo ha cesado.
Tipos de cierre:
§ Cierre suave – el choque está abierto durante el proceso de cierre y es cerrado
después de cerrar la BOP.
§ Cierre duro – el choque está cerrado durante el proceso de cierre de tal forma que la
presión del pozo está contenida por el cierre del BOP.
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Control de pozos en perforación: 49
Cierre del pozo según el API RP 59
Cierre durante la perforación – Cierre duro
1. Establecer el espaciamiento correcto para levantar.
2. Parar las bombas.
3. Cerrar la preventora designada (preventor anular o arietes de tubería).
4. Abrir la válvula de la línea del choque (HCR).
5. Verificar que el choque esté cerrado.
6. Verificar que el pozo esté cerrado.
7. Registrar la hora, presión de cierre de la sarta, presión de cierre del
revestimiento y ganancia en los tanques (iniciar un registro del amago con
registros de presiones y tiempo).
8. Notificar a los supervisores.
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Control de pozos en perforación: 50
Cierre del pozo según el API RP 59
Cierre durante la perforación – Cierre blando
1. Establecer el espaciamiento correcto para levantar.
2. Parar las bombas.
3. Abrir la válvula de la línea del choque (HCR).
4. Cerrar la preventora designada.
5. Cerrar el choque remoto
6. Verificar que el pozo esté cerrado.
7. Registrar la hora, presión cierre de la tubería, presión de cierre del
revestimiento y ganancia en tanques.
8. Notificar a los supervisores.
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Control de pozos en perforación: 51
Cierre de pozo según API RP 59
Cierre duro – mientras se viaja
1. Sentar la sarta sobre las cuñas.
2. Instalar la válvula de seguridad abierta en la sarta.
3. Cerrar la válvula de seguridad de la sarta (con la llave).
4. Cerrar la preventora designada.
5. Abrir la válvula de la línea del choque (HCR).
6. Verificar que el choque esté cerrado.
7. Verificar que el pozo esté cerrado.
8. Notificar a los supervisores.
9. Registrar la hora, presión de cierre del revestimiento y ganancia en tanques.
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Control de pozos en perforación: 52
Cierre de pozo según API RP 59
Cierre suave – mientras se viaja
1. Sentar la sarta sobre las cuñas.
2. Instalar la válvula de seguridad abierta sobre la sarta.
3. Cerrar la válvula de seguridad (con la llave).
4. Abrir la válvula de la línea del choque (HCR).
5. Cerrar la preventora designada.
6. Cerrar el choque remoto.
7. Verificar que el pozo esté cerrado.
8. Notificar a los supervisores.
9. Registrar la hora, presión de cierre del revestimiento y ganancia en tanques.
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Control de pozos en perforación: 53
Revisión de presiones de cierre atrapadas
Consideraciones claves:
§ No se recomienda siempre revisar las presiones atrapadas después de
cerrar el pozo. Sin embargo, si las bombas están funcionando durante el
cierre, quedará presión atrapada en el hueco.
§ El perforador debe saber si hay presión atrapada durante el cierre.
§ Procedimiento para revisar la presión atrapada:
1. Abrir ligeramente el choque manual ajustable y purgar ¼ de bbl de
lodo del pozo (o menos).
2. Cerrar el choque y registrar las presiones de cierre.
3. Si las presiones del revestimiento y de la tubería de perforación se
reducen, regrese al paso 1.
4. Si las presiones de la tubería de perforación y del revestimiento se
mantienen o aumentan, registre estos valores como las presiones
verdaderas de cierre.
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Control de pozos en perforación: 54
Presiones de un amago
Condiciones de cierre
Presión de la formación = (.624 x 8500) + 200 = 5504 psi
Presión de cierre de la tubería de perforación (SIDP)
410 psi
200 psi
200 psi
La presión de cierre
en la tubería de
perforación más la
presión
hidrostática
en la sarta es igual a
la presión de fondo
BHP. La presión de
cierre
en
el
revestimiento más la
presión
hidrostática
total en el anular es
igual a la presión de
fondo del pozo BHP.
Presión de cierre del revestimiento
(SICP)
410 psi
5054 psi
Peso lodo = 12 ppg
Gradiente del lodo = .624 psi/pie
400 pies de influjo
5304 psi
40 psi
Gradiente del gas = .1 psi/pie
5504 psi
Profundidad vertical verdadera
(TVD) = 8500 pies
Gradiente de la formación = .647 psi/pie
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
Presión total
actuando hacia abajo
5504 psi
Presión de la
formación actuando
hacia arriba
Control de pozos en perforación: 55
Peso del lodo de matar
El peso del lodo de matar debe ser exacto para lograr un equilibrio con la presión
de la formación (sin margen de sobrebalance o factor de seguridad).
§ La presión de cierre de la sarta es la diferencia entre la presión
hidrostática y la presión de la formación.
§ El peso del lodo de matar se calcula usando la presión de cierre de la
tubería.
§ Aproxime por encima siempre al siguiente decimal en ppg.
PESO LODO DE MATAR (KMW )=
SIDP
(0.052 x TVD)
+ OMW
EJEMPLO:
Presión de cierre de la sarta = 200 psi
Profundidad vertical verdadera = 8500 pies
Peso original del lodo
= 12.0 ppg
200
+ 12.0 = 12.45 ppg = 12.5 ppg
(0.052 x 8500)
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
Control de pozos en perforación: 56
Comunicaciones entre el personal del taladro
Ejemplo para un taladro costa afuera durante la perforación
1. Ocurre el amago
Se cierra el pozo y se monitorea.
2. Reunión antes de matar el pozo
Supervisor de perforación
Jefe de equipo (“Toolpusher”)
Capitán de la barcaza
Ingeniero de lodos
Cuadrilla de
perforación
Perforador
Ingeniero
de lodos
Cuadrilla en
descanso
Base del contratista
en tierra
Perforador
Cuadrilla de
perforación
Personal
contratista
Encargado
de la bomba
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
Personal
marino
Encargado
de la bomba
TT
SS
Jefe de
equipo
Capitán
barcaza
Oficiales
Base del
contratista en tierra
TT
3. Asignar responsabilidades
Jefe de
Equipo
4.Principales
líneas
o
métodos
de
comunicación durante las operaciones de
control del pozo.
Capitán
barcaza
Ingeniero
de lodos
HH
HH
SS
Base contratista
en tierra
Supervisor
perforación
TT
Ingenieros compañías
de servicios
HH
TT
“Mud
Logger”
TT – Teléfono taladro
SS – Barco a tierra
HH – Intercomunicador del taladro
Control de pozos en perforación: 57
Árbol de decisiones para el control del pozo
Amagos con la broca en el fondo
Ver temas
especiales de
control de
pozos
¡¡Amago detectado y pozo cerrado!!
N
Pozo abierto, hacer
un resumen de las
operaciones
Abra choque,
N
revise si hay
flujo
N
N
SICP > 0
SIDPP > 0
S
Válvula
flotadora?
N
Cerrar el
choque
Circular fondos arriba con
el método del perforador
Monitorear si hay
migración de gas
N
¿Hay suficiente
suministro de barita?
S
S
N
SIDPP > 0
S
N
¿Hay migración
de gas?
S
Continuar con el método
inicial para matar el pozo
Forzamiento
(“bullheading”)
Método del
perforador
(Submarino)
Presiones de cierre de pozo inusuales
¿Está tapada la
sarta?
SIDP > SICP
N
§
§
§
§
El anular está cargado con cortes
Influjo en la sarta de perforación
Bloqueo hueco abajo
Densidad del influjo mayor que la del
fluido en el hueco
§ Imprecisiones en los manómetros
Continuar con el método
Inicial para matar el pozo
S
Aplicar el
método volumétrico
S
Método de
esperar y pesar
N
¿Sarta
destapada?
¿Es posible el
forzamiento
(“bullheading”)?
¿Se puede manejar el N
influjo en superficie?
S
Correr LOT
sobre la
válvula
flotadora
S
Circular fondos arriba con
el método del perforador
Parar bombas.
Cerrar el pozo
S
¿Es posible
circular?
N
N
Gas
¿Hay
gasaten la
surface?
superficie?
S
Procedimiento
de lubricación
Presión entre las sartas del revestimiento
§ Fuga en el revestimiento
§ Comunicación a través del cemento
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Control de pozos en perforación: 58
Árbol de decisiones para el control del pozo
Amagos con la broca fuera del fondo
¿Esta el ensamble de fondo a
través del conjunto preventor
de reventones?
Sentar las cuñas, instalar el
cross-over, la tubería de
perforación y la válvula de
seguridad.. Asegurarla
S
Circular
N
Cerrar el pozo. Registrar las
presiones de cierre en la tubería
y en el revestimiento. SIDP y
SICP
S
¿En fondo?
S
Volumen correcto
desplazado
Instalar la válvula de
seguridad en la sarta
N
Cerrar los
arietes de
tubería
N
N
SIDP = 0
SICP = 0
SIDP > 0
SICP > 0
SIDP = 0
SICP > 0
SICP < 1500
S
Retirar válvula
de seguridad
y abrir el pozo
Meter la
tubería
N
Abrir el choque
y revisar el flujo
SICP < 1500
N
Cerrar los arietes
de tubería
S
Correr el LOT
sobre la sarta
S
Forzamiento
(“Bullheading”)
Método
volumétrico
N
Tratar de
liberar la
tubería
¿Está libre
la tubería?
N
Métodos especiales
de control de pozo
N
Instalar la
“Inside BOP” y
preparar para el
“Stripping”
S
N
¿Hay evidencia de
migración de gas?
N ¿Está libre la
tubería?
S
¿La sarta
está tapada?
S
Destapar
la sarta
S
S
“Stripping”
a largo plazo
N
¿Hay evidencia de
migración de gas?
“Stripping”
a corto plazo
N
N
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
¿En el
fondo?
S
Circular fondos
arriba con el
método del perforador
S
¿En el
fondo?
Control de pozos en perforación: 59
HOJA DE MATAR PARA EL CONTROL DE POZOS
(C) CALCULOS:
Lodo de peso para matar (KMW)
ppg
ESTROQUES
KWM = (SIDP ÷ TVD ÷ .052) + peso de lodo original
(A) INFORMACION DEL POZO:
KWM = (
÷
(E) PROGRAMA DE PRESIÓN DE
CIRCULACIÓN DE LA TUBERÍA
0
PRESIÓN
ICP
(1)
÷ .052) +
(2)
Peso de lodo original
Presión inicial de circulación (ICP)
psi
ppg
(3)
(4)
ICP = Presión lenta de bombeo + SIDP
(5)
Profundidad vertical total (TVD)
ICP =
pies
+
(6)
(7)
Presión lenta de bombeo
Presión final de circulación (FCP)
psi
psi
FCP = Presión lenta de bombeo X KWM ÷ OMW
Velocidad lenta de bombeo
FCP =
psi
Estroques de superficie a broca
Estroques
(B) DATOS DEL AMAGO:
Presión de cierre del revestimiento (SICP)
bbls
÷
INSTRUCCIONES:
1.
Aumentar el peso del lodo en el tanque de succión hasta el
valor del lodo pesado para matar.
2.
Monitorear la presión de cierre por una posible migración de
gas. Mantener la presión de la tubería de perforación
constante al valor original de cierre, si es necesario.
Escribir la ICP, FCP, y los estroques hasta la
broca en los espacios indicados en el
programa:
3.
4.
psi
Ganancia en superficie
FCP
(D) PROCEDIMIENTO DE ESPERAR Y PESAR
Presión de cierre de la tubería (SIDP)
psi
x
(8)
Estroques (9)
hasta la
broca
(10)
5.
Cuando el KWM esté listo, alinear la bomba de acuerdo con
el procedimiento para prender la bomba.
Mantener una velocidad de bombeo constante durante la
operación de matar y ajustar el choque, según se requiera
para controlar la presión de la tubería de perforación, como se
muestra en el programa.
Seguir el programa de presión de circulación de la tubería de
perforación hasta que el lodo de peso para matar retorne a la
superficie.
1. Calcular el incremento en los estroques:
Estroques hasta la broca ÷ 10 = _____Estroq.
Sume estos estroques a cada incremento
hasta llegar a los estroques hasta la broca.
2. Calcule la reducción de la presión de la
tubería de acuerdo con el incremento:
(ICP - FCP) ÷ 10 =
psi
De la ICP reste esta reducción de la presión
de cada incremento hasta alcanzar la FCP.
INFORMACIÓN DE LA SARTA
PREREGISTRADA
LONGITUDES
(PIES)
CAPACIDADES
(BBLS/PIE)
Tubería de perforación
Tubería de perforación
#2 o “Heavyweight”
VOLUMEN DE LA SARTA (BBLS)
Longitud (Pies) x Capacidad (bbl/pie) = Vol. (bbls)
Desplazamiento de la bomba ( bbls/stk)
(1)
X
=
(2)
X
=
(3)
X
=
(4)
X
=
Sume 1+2+3+4 para
=
el volumen total de la sarta
Collares
VOLUMEN DEL ESPACIO ANULAR (BBLS)
(1) Entre revestimiento y sarta
INFORMACIÓN DEL ESPACIO ANULAR
PREREGISTRADO
Tubería de perforación
x Revestimiento
Tubería de perforación
x Revestimiento
Botellas x Hueco
abierto
=
(1) Estroques
:
=
superficie a
broca Volumen de la
Desplazamiento
sarta de perforación
de la bomba
(2) Estroques
=
fondos arriba
Volumen
Salida de la
de anular
bomba
Estroques de la
sarta de perforación
:
Sume 1 + 2 para calcular la
circulación total para matar el pozo
Estroques del
anular
=
Estroques totales
PROCEDIMIENTO PARA EL INICIO DE LA
BOMBA
Longitud (pies) x Capacidad (bbl/pie) = Vol. (bbls)
LONGITUDES
(PIES)
SALIDA DE LA BOMBA Y ESTROQUES
TOTALES PARA MATAR EL POZO
CAPACIDADES
(BBLS/PIE)
X
=
X
=
X
=
X
=
1. A medida que el perforador inicie la bomba; ajustar el
choque según sea necesario, para mantener la
presión del revestimiento constante al valor SICP
hasta que se obtenga la velocidad de matar.
2. El perforador debe tomar por lo menos un minuto para
aumentar el bombeo hasta la velocidad de matar.
3. Cuando se estabilice el manómetro de presión, leer el
valor correcto ICP del manómetro de la tubería de
perforación. Si es necesario, corregir el programa de
presión de circulación de la tubería de perforación.
PREVENTORAS SUBMARINAS:
(2) Entre hueco abierto y sarta
X
=
X
=
X
=
X
=
(3) Volumen línea del choque (sólo prev. submarinas)
X
PREVENTORAS EN SUPERFICIE:
=
Sume 1 + 2 + 3 para
el volumen total del anular =
Fricción de la línea del choque =
psi
1. A medida que el perforador inicie la bomba;
ajustar el choque según sea necesario para
mantener la presión de la línea de matar constante al
valor de la SICP hasta que se obtenga la velocidad de
matar.
Si la presión de la línea de matar no está disponible;
reducir la presión del revestimiento por la línea del
choque hasta que la bomba alcance la velocidad de
matar.
2. Continúe con los pasos (2) y (3) indicados arriba.
Complicaciones y soluciones
Esté preparado para complicaciones durante las operaciones de control del
pozo
Nota:
Si se presenta un problema matando un pozo, “tome nota y registre” la presión de la
tubería de perforación y del revestimiento, pare las bombas, cierre el pozo y después
evalúe la situación.
La presión de control de un pozo es proporcionada por la potencia de las bombas de lodo y la
contrapresión relacionada por el control del choque durante la circulación de un amago. Se
puede desarrollar presiones excesivas en caso de que se tapone cualquiera de los recorridos
de circulación. Se puede inducir una presión en fondo de pozo inadecuada si se dan
“washouts” en el recorrido de circulación o si se dan otros factores que alteren la hidráulica del
sistema.
Las complicaciones incluyen entre otras las siguientes:
§ Presiones no conocidas de las tasas de circulación lentas.
§ Taponamiento de la broca o del choque.
§ “Washouts” en la sarta de perforación y/o el choque.
§ Pérdida de circulación durante la operación de muerte del pozo.
§ Presiones excesivas en superficie.
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Control de pozos en perforación: 62
Complicaciones y soluciones
Obteniendo la presión lenta de bombeo después de un amago
¿Cómo se obtiene la presión lenta de bombeo si ésta no se tiene registrada antes de ocurrir el amago?
Ejemplo:
SIDP
=
500 psi
SICP
=
800 psi
Paso No. 2
Presión lenta de
bombeo
=
1000 psi
=
30 spm
Tasa lenta de
bombeo
Paso No. 1
§ Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que se ha
seleccionado, usando el choque e implementando
correctamente el procedimiento de inicio de la bomba.
§ Cuando los manómetros de la tubería y del revestimiento
se hayan estabilizado, lea y registre la presión inicial de
circulación del manómetro de la tubería.
Paso No. 3
§ Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que se ha
seleccionado, usando el choque.
De la hoja para matar de control de pozos:
Presión inicial de circulación (ICP)
1500
psi
ICP = Presión lenta de la bomba + SIDPP
1500 =
? + 500
SPP = ICP - SIDPP
1000 = 1500 - 500
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Control de pozos en perforación: 63
Complicaciones y soluciones
Válvula flotadora en la sarta
¿Cómo se puede obtener la SIDP y la presión lenta de bombeo si hay una válvula flotadora en la sarta y
si además no se registró la presión lenta de bombeo antes de que ocurriera un amago?
Ejemplo:
Paso No. 1
SIDP
=
500 psi
SICP
=
800 psi
Presión lenta de bombeo
= 1000 psi
Velocidad lenta de bombeo = 30 spm
§ Realice un LOT sobre la válvula flotadora. Utilice
la bomba de cementación y bombee a una tasa
baja a través de la sarta. Cuando abra la válvula
flotadora ocurrirá una ligera variación en el
manómetro de la presión de la tubería de
perforación.
ÉSTA ES LA PRESION DE CIERRE DE LA
TUBERIA DE PERFORACION
Paso No. 2
§ Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que
se ha seleccionado, usando el choque y el
procedimiento correcto de inicio.
§ Obtenga la presión lenta de bombeo usando el
procedimiento descrito en la página anterior.
SPP = ICP - SIDPP
1000 = 1500 - 500
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Control de pozos en perforación: 64
Complicaciones y soluciones
Pérdida parcial de circulación mientras se mata el pozo
Identificación y detección
§ Usualmente se detecta porque el choque no responde.
§ Disminución gradual en la presión del revestimiento, seguido por disminución en la
presión en la tubería de perforación.
§ Se puede observar disminución del volumen en los tanques de lodo.
Acción correctiva
§ Reduzca la tasa de bombeo usando el procedimiento correcto, continúe matando el pozo
tan pronto el volumen del lodo lo permita.
§ Eliminar cualquier exceso de presión usado como factor de seguridad de sobrebalance.
§ Use el peso exacto en el lodo de matar – sin factores de seguridad.
§ Use material para pérdida de circulación– generalmente LCM fino.
§ Cuando el volumen del lodo sea muy bajo, -cierre el pozo-, deje curar el pozo mientras
se incrementa el volumen de lodo.
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Control de pozos en perforación: 65
Complicaciones y soluciones
Problemas del choque
Identificación y detección
§ Partículas abrasivas a alta velocidad – Washout en el choque
§ Desprendimiento de lutita – choque taponado.
NOTA: Los problemas en el choque afectarán tanto la presión en el revestimiento como en
la tubería de perforación.
Washout en el choque
§ Descenso gradual de la presión del revestimiento seguido por disminución gradual de la
presión en la tubería de perforación.
§ Cierre del choque con muy poca o ninguna respuesta en ambos manómetros.
§ Podría resultar en una situación en subbalance con un aumento adicional en los tanques
de lodo, sino se puede mantener una presión adecuada en la tubería de perforación.
Choque taponado
§ Incremento gradual o drástico de la presión en la tubería de perforación.
§ Apertura del choque con poca o ninguna respuesta para ambos manómetros.
§ Las partículas frecuentemente generan ruido y vibración.
§ Puede resultar en pérdida parcial o total de circulación.
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Control de pozos en perforación: 66
Complicaciones y soluciones
Problemas del choque
Acción correctiva
§ Pare las bombas y cierre el pozo de la forma más segura y rápida que sea posible.
§ Aísle el choque taponado. (Cierre tanto la válvula anterior como la válvula posterior a este
choque)
§ Si hay otro choque disponible, alinee las válvulas apropiadas del manifold del choque y
reanude las operaciones para matar el pozo.
§ Si no se puede usar otro choque, repare el choque taponado y reanude las operaciones
para matar el pozo.
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Control de pozos en perforación: 67
Complicaciones y soluciones
“Washout” en la sarta de perforación
Identificación y detección
§ Disminución gradual de la presión en la tubería de perforación, con pequeños o ningún
cambio en la presión en el revestimiento.
§ Choque cerrado para compensar pérdida de presión en la tubería, resultando en un
incremento en la presión del revestimiento.
§ Puede no ser notado hasta que:
• La presión del revestimiento es muy alta y finalmente llama su a tención.
• Empieza a perder retornos parciales.
• Incrementando el peso del lodo retorna a la línea de flujo antes de lo esperado.
§ Disminución drástica de la presión en la tubería sin cambios sig nificativos en la presión del
revestimiento.
Acción correctiva
§ Determine la profundidad del washout.
§ Si el lodo para de peso para matar está por encima del washout en el espacio anular,
continúe con el procedimiento establecido para la matar el pozo.
• Pare bombas y cierre el pozo. Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo que se ha
seleccionado, usando el choque para determinar la nueva presión de circulación.
Washout superficial
§ Pare el bombeo – implemente el procedimiento volumétrico.
§ Bombee manila u otro material de taponamiento.
§ Coiled tubing / tubería pequeña con empaque.
§ Sacar tubería para remover las juntas con washout.
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Control de pozos en perforación: 68
Complicaciones y soluciones
Sarta de perforación taponada
Taponamiento parcial
Identificación y detección
§
Un repentino incremento en la presión en la tubería con cambios pequeños o ningún cambio en la presión del
revestimiento.
Acción correctiva
§
Observe las presiones de tubería y revestimiento; pare bombas y cierre el pozo de la forma más segura y
rápida posible.
§
Lleve el pozo hasta la tasa lenta de bombeo, utilizando el choque para establecer la nueva presión de
circulación.
§
Se puede requerir la reducción en la velocidad de bombeo.
§
Calcule la presión final de circulación y ajuste el programa de presión de la tubería de perforación.
Taponamiento total
Identificación y detección
§
Un aumento en la presión de la tubería de perforación repentino y drástico sin cambios en la presión del
revestimiento.
Acción correctiva
§
Aplique el método volumétrico de control de pozos.
§
Surgencia en la sarta de perforación; acelere y reduzca la bomba.
§
Explote las boquillas de la broca.
§
Cañonee la tubería.
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Control de pozos en perforación: 69
Presión excesiva en superficie
Los contratistas de perforación y las compañías operadoras deben desarrollar planes de
contingencia para mitigar el creciente riesgo asociado con altas presiones en superficie
causadas por los amagos.
Se deben considerar las siguientes alternativas:
§ Intente bombear un lodo de peso para matar con
peso extra para reducir presiones máximas debidas a
la expansión de gas.
§ Declare el estado de “alerta” del taladro (Active el
plan de contingencia para estos eventos).
§ Alertar al personal fuera de turno de posibles
procedimientos de emergencia.
§ Notifique a la base en tierra de las condiciones y si
es posible alerte también a los embarcaciones que
encuentren disponibles.
§ Abrir el pozo para intentar reducir la presión de
superficie puede hacer la
embargo, dependiendo de
podría ser una opción para
para evacuar al personal en
pozo.
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
situación peor.
Sin
las condiciones esta
obtener mayor tiempo
un abandono total del
Control de pozos en perforación: 70
Aspectos de control de pozo en pozos horizontales
Causas de amagos horizontales
Amagos por subbalance
§ Yacimientos fallados.
§ Yacimientos pinchados y reperforados (“re-entry”)
Amagos inducidos
§ Suaveo – Incremento de suaveo/surgencia.
§ Suaveo debido a la restricción del espacio anular por los cortes acumulados en la transición
vertical/horizontal del pozo.
§ Pérdidas de circulación – incremento de la ECD (Densidad Equivalente de Circulación)
mientras se está en la parte horizontal. El ECD aumenta más rápidamente que la resistencia
de la formación.
§ Pérdida de circulación – Las presiones de suaveo son más altas que las presiones de la
profundidad vertical total equivalente.
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Control de pozos en perforación: 71
Control de pozos en pozos horizontales
Causas de amagos en pozos horizontales – Amagos por desbalance
Incremento en la presión de formación
Perforación a través de fallas
Perforando cerca de estructuras masivas
(domos salinos / lechos de carbón)
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Incremento en la presión de formación
Formación Pinchada y reperforada
Características en yacimientos con
barreras de arena y arrecife.
Control de pozos en perforación: 72
Control de pozos en pozos horizontales
Causas de amagos en pozos horizontales - Amagos inducidos
Pérdidas de circulación
• Fracturas naturales
• Permeabilidad heterogénea
• Secciones agotadas del yacimiento
• Densidad equivalente de circulación (ECD) más alta que en
el pozo vertical
Suaveo
• Mayor surgencia /suaveo (TMD/TVD)
• Posible acumulación de cortes de perforación en la sección
horizontal y la sección de transición de alto ángulo del pozo
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Control de pozos en perforación: 73
Control de pozos en pozos horizontales
La ganancia en tanques
es el mejor indicador.
Ganancia en superficie (bbls)
delta de fluido (gpm)
Detección de amagos por ganancia en tanques y flujo
Pozo
vertical
Pozo horizontal
Tiempo
La pérdida hidrostática se
incrementa debido a un
“influjo”
más
liviano,
causando incrementos en
el volumen de influjo.
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
Control de pozos en perforación: 74
Control de pozos en pozos horizontales
Presión de cierre del revestimiento
Los amagos por suaveo pueden no ser indicados por la presión del revestimiento
Presión de cierre del revestimiento = Subbalance + pérdida hidrostática en el espacio anular
0
Presión de cierre del
revestimiento-SICP (psi)
Pozo
vertical
0
Pozo horizontal
0
Tiempo
No hay pérdida hidrostática hasta
que el influjo alcance la sección
vertical del pozo.
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Control de pozos en perforación: 75
Control de pozos en pozos horizontales
Presión de cierre de la tubería de perforación vs. Presión de cierre del
revestimiento
Hay poca o ninguna diferencia hasta que el influjo entra en la sección vertical
Presión de cierre del
revestimiento (psi)
Presión de cierre del revestimiento = Subbalance + Pérdida hidrostática en el anular
(SIDP)
Pozo horizontal
Pozo
vertical
Tiempo
0
No hay pérdida hidrostática hasta
que el influjo alcance la sección
vertical del pozo.
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Control de pozos en perforación: 76
Control de pozos en pozos horizontales
Arranque de la bomba
El gas toma menos tiempo para entrar en la sección vertical del pozo
Preventoras de superficie
1. Una vez que el perforador lleve la bomba
hasta la velocidad de bombeo para matar,
ajustar el choque cada vez que se requiera
para mantener la presión del revestimiento
constante al valor de cierre hasta alcanzar
la velocidad para matar el pozo.
2. El perforador deberá tomar al menos un
minuto para llevar la bomba hasta la
velocidad de bombeo para matar. Esto hace
que sea más fácil para el operador del
choque
controlar
la
presión
del
revestimiento durante este tiempo crítico.
3. Cuando los manómetros de las tubería de
perforación y del revestimiento se hayan
estabilizado, leer y ajustar la presión de
circulación inicial
(ICP) correcta del
manómetro de la tubería de perforación.
SWACO
Una clara comunicación
entre el operador del
choque y el perforador es
vital
Si la ICP indicada es menor a la ICP
calculada, parar y reiniciar. Si la ICP es la
misma a que se calculó previamente, usar la
ICP precalculada.
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
Control de pozos en perforación: 77
Control de pozos en pozos horizontales
Procedimientos para matar pozos horizontales:
Método del perforador vs. Método de esperar y pesar
No es un factor tan importante en la fractura del zapato (el lodo de peso para matar se desplaza a la
sección vertical).
§ El gas puede moverse más rápido en pozos horizontales que en pozos verticales.
§ El gas puede estar atrapado:
• Quizá sea necesario barrer el espacio anular entre 100 y 150 pies/minuto.
• Solamente hasta que el influjo esté fuera de la sección horizontal.
• Este es más alto que las tasas de circulación lentas.
§ Puede ser necesario llevar a cabo un forzamiento de fluido (“bullheading”) hacia la formación.
Fracturas / “Washouts”
Extremo alto del hueco (>90°)
El gas se extiende a la parte superior del hueco.
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
Control de pozos en perforación: 78
Control de pozos en pozos horizontales
Matando el pozo con un amago por subbalance
Pozo horizontal vs. Pozo vertical
El error ocurre cuando se está desplazando lodo de peso original con el lodo de peso para matar.
Presión de cierre de la
tubería de perforación
En pozos verticales debemos
matar la SIDP con los
estroques hasta la broca
(profundidad medida).
Programa de presión para la tubería de perforación
Debemos matar la SIDP según
la profundidad vertical.
SIDP
Programa estándar para la tubería de perforación
ICP
KOP
El no hacerlo causa una
sobrepresión cuando el KWM pasa
el KOP.
Ÿ
EOB Ÿ
Programa corregido para huecos con alto grado de desviación
Estroques
hasta el
KOP
Estroques
hasta TVD
Estroques de la bomba
RANDYSMITH TRAINING SOLUTIONS
Estroques
hasta la
broca
Estroques
hasta el
KOP
Estroques
hasta la
broca
Estroques de la bomba
Control de pozos en perforación: 79