WEll Control CAP 02
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8/3/2019 WEll Control CAP 02
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CAPTULO
2
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8/3/2019 WEll Control CAP 02
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La comprensin de
los indicadores de presin,
seales de advertencia, y el
por qu suceden las surgencias
puede disminuir las
posibilidades de
una surgencia.
PRINCIPIOS BSICOSDE LAS SURGENCIAS
Una surgencia es una entrada no deseada de
los fluidos de una formacin hacia el pozo.
Como resultados de una surgencia durante
los intentos de recuperar el control del pozo, se pueden
incluir el tiempo operativo perdido, operaciones de
riesgo con gas y petrleo a alta presin, y la posible
prdida de equipos (desde el pegamiento de la tubera
hasta la prdida del equipo completo.) Si la surgencia es
reconocida y controlada a tiempo, puede ser fcilmente
manipulada y expulsada del pozo en forma segura.
Como una surgencia podra suceder en cualquier
momento, debemos estar en condiciones dereconocerla, identificarla y reaccionar ante todos los
indicadores. Estos indicadores nos permiten saber
tanto si las condiciones para una surgencia existen o si
el pozo pudiese estar ya en surgencia. Tiene sentido
que se utilicen todos los medios posibles para prevenir
una surgencia.
2-1
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CAPTULO 22-2
La mejor forma de evitar una surgencia es
tener en el pozo un fluido que sea suficientemente
pesado para controlar las presiones de formacin
pero lo suficientemente liviano para evitar prdidas
de circulacin. En muchas partes del mundo, a
cualquier profundidad las presiones y temperaturasse pueden predecir con una confianza razonable. Sin
embargo, las cuadrillas deben mantenerse alertas a
cambios inesperados de presin independientemente
de cuan segura pueda ser la operacin.
La presin en formaciones con presin normal,
es aproximadamente igual a la ejercida por una
columna de fluido de formacin que se extiende
desde la formacin hasta la superficie, o entre
0.433 y 0.465 psi/pie (0.098 y 0.105 bar/m). En
este manual, usaremos el termino presin anormal
para indicar un gradiente mayor que 0.465 psi/pie
(0.105 bar/m).
En muchas partes del mundo, las presionesanormales no son frecuentes. Por ejemplo, presiones
altamente anormales son comunes a lo largo de
la costa del Golfo de Estados Unidos y presiones
anormalmente bajas son encontradas en algunas
reas del Oeste de Texas, en las Montaas Rocosas
y muchos lugares de los estados del noreste
Americano.
Las presiones de formacin son directamente
afectadas por las condiciones geolgicas. Los pozos
perforados dentro de trampas subterrneas o
estructuras que contienen petrleo y gas podran
contener presiones
anormalmente altas. Como el Perforador, el
Jefe de Equipo y el representante de la operadora
no son gelogos de exploracin, es necesario que
se mantengan alertas. Deben estar conscientes que
las presiones anormales se pueden encontrar a
cualquier profundidad y en cualquier momento.
Una dotacin entrenada y experimentada estsiempre preparada para lo inesperado.
Las presiones de los pozos se pueden predecir de
tres fuentes de informacin. Antes de la perforacin
se pueden usar datos histricos, ssmicos y geolgicos
Durante la perforacin del pozo, cambios en los
parmetros de perforacin podran indicar cambios de
las formaciones y de sus presiones. Datos de registros
obtenidos con las herramientas de mediciones mientras
se perfora son tambin invalorables para estos fines.
Datos histricos de pozos adyacentes o vecinos
en el rea es uno de los mtodos para la
determinacin de problemas potenciales. Los
registros de lodos y los informes de perforacin
proporcionan un excelente panorama indicativo
general de las condiciones de perforacin. Estos
registros, junto con la aplicacin de la informacin
geolgica y ssmica, proporcionan informacin
significativa sobre los problemas potenciales.
Perfilaje
Perforacin
GeologaTres formasde predecirpresin en la
formacin.
Los registros de
perforacin de los
pozos vecinos
puede ser de
ayuda para
predecir las
presiones de las
formaciones.
COMOSE PREDICEN LASPRESIONESDE FORMACION
DATOS HISTORICOS
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PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS2-3
La ciencia de la sismologa involucra la creacinde ondas de sonido que penetran en las capas de
las rocas subterrneas. Las ondas de sonido rebotan
de regreso a la superficie desde estas rocas, donde sonregistradas por instrumentos que miden la naturaleza
y la intensidad de estos reflejos. La interpretacin
adecuada y cuidadosa de estas mediciones, permite
a los gelogos de exploracin deducir la forma
y extensin de las formaciones de subsuelo,
especialmente utilizando tcnicas de perfiles
tridimensionales reforzados por computadoras. Con
esta informacin, los programas de perforacin
pueden ser desarrollados con mayor exactitud y
seguridad para la prediccin de zonas potencialmente
presurizadas.
El planeamiento geolgico previo del pozo
observa la geologa general del rea. Ciertas
condiciones geolgicas causan presiones anormales y
peligros durante la perforacin, las cuales requieren
tomarse en cuenta cuando se planifica el pozo.
Algunas de las condiciones ms comunes asociadas
con los cambios de las presiones de subsuelo son
las fallas, anticlinales, domos de sal, arcillas masivas,
zonas recargadas o agotadas.
FALLASCuando la broca atraviesa una falla, podra
haber un cambio significativo de los gradientes de
presin, lo que puede resultar en una surgencia
o una prdida de circulacin. Las fallas son
atravesadas deliberadamente con la finalidad debuscar acumulaciones de petrleo y de gas. Los pozos
horizontales y los dirigidos generalmente atraviesan
fallas, donde las probabilidades de perforar en zonas
de surgencia o de prdida de circulacin son altas.
ANTICLINALESLos anticlinales son estructuras geolgicas en
forma de domos hacia arriba. Capas de rocas que
fueron impulsadas de niveles profundos forman
generalmente esos domos anticlinales. Las altas
presiones contenidas previamente en esas posiciones
inferiores son preservadas. Por ese motivo, lasestructuras anticlinales son generalmente el
objetivo.
Cuando se perfora el la parte alta de la
estructura de un anticlinal, se pueden anticipar
presiones altas. En adicin a esto, cuando se
perforan pozos de profundizacin de la estructura o
inclusive los pozos de produccin, o de desviacin,
debe tenerse en cuenta que el pozo inicial podra
haberse perforado en un flanco de la estructura
(lado), y al perforar los pozos de ampliacin o
de produccin podran encontrar presiones altas
inesperadas.
Una formacin Fallada Una estructura anticlinal
Tapa
Subnormal
Normal
Normal
Anormal
Anormal
Alta Presin
Formacin
ElevadaGas
Petrleo
Tapa
Agua
Los anticlinales son
estructurasgeolgicas que
han sido
empujadas hacia
arriba en
direccin de la
superficie.
INTERPRETACIONES SISMICAS
DATOS GEOLOGICOS
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2-4
CAPTULO 2
DOMOS SALINOSEn muchas reas del mundo, se presentan
camadas gruesas de sal casi puras. Generalmente, la
sal es forzada hacia arriba dentro de las formaciones
superiores formando as los domos salinos. Bajo
la presin ejercida por la sobrecarga, la sal exhibepropiedades de flujo plstico, no permitiendo que
los fluidos porales migren a travs de estos domos.
Como consecuencia de esto, las formaciones debajo
de los domos salinos comnmente tienen presiones
ms altas que lo normal. Las formaciones o capas
son agujereadas, selladas y levantadas por la sal,
originando la migracin del petrleo y del gas. Estas
zonas podran tener presiones mayores que las de
las formaciones adyacentes.
LUTITAS MASIVASGrandes espesores de lutitas impermeables
restringen el movimiento ascendente de los fluidos
porales. Cuanto ms capas de sobrecarga se
acumulan, las presiones de formacin se vuelven
anormales, sin permitir el proceso normal de
compactacin. Las secciones de lutitas formadas
bajo estas condiciones pueden son mviles o
plsticas, porque exhiben presiones anormales al ser
perforadas, y producirn relleno en el pozo
cuando la broca es sacada. Generalmente son
necesarias altas densidades de fluido para controlar
estas lutitas y hasta podran requerir programas
especiales de casing.
Las lutitas sobre-presionadas son de menordensidad y son perforadas con mayor velocidad
debido a que son ms blandas y a la falta de
compactacin normal. Una tapa o sello de roca
endurecida generalmente indica el tope de las lutitas
presurizadas. Una vez que la tapa es perforada
la lutita se torna progresivamente ms blanda amedida que la presin aumenta, resultando en altas
velocidades de penetracin.
Las rocas permeables (areniscas) que estn
debajo de estas lutitas, por lo general estn tambin
sobre-presurizadas debido a la falta de rutas de
escape para los fluidos de los poros a medida que
la sobrecarga aumenta.
ZONAS SOBRE-PRESIONADASArenas superficiales y formaciones que exhiben
presiones altas son llamadas zonas sobre-presionadas
Las zonas sobre-presionadas pueden tener origennatural como resultado de la migracin ascendente
de los fluidos porales de zonas ms profundas,
o pueden ser originadas por el hombre. Trabajos
de cementacin de mala calidad o inadecuados
casings o tubos daados y proyectos de recuperacin
secundaria por inyeccin de fluidos pueden generar
zonas sobre-presionadas.
Las tcnicas geofsicas modernas pueden localizar
las zonas presurizadas superficiales. Estas zonas
son comnmente llamadas de puntos brillantes.
Cuando son encontradas a poca profundidad
presiones normales provenientes de formaciones ms
profundas, son generalmente difciles de controlar.
Arena y
ArcillaIntercalaciones
Arcillas Masivas
Arenas
Presin
Estructural
Presin
Normal
Zona
Impermeable
Lutitas masivas como zona de transicin
Sal
Presin Anormal
Presin Normal
Tapa
Presin Anormal
Domos de sal son comunes en las estructuras del golfo
Las presiones altas
estn generalm-
ente asociadas
con domos salinos.
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2-5
PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS
ZONAS AGOTADASZonas que han sido agotadas tienen generalm-
ente presiones que son menores que las normales
(subnormales). Cuando se encuentra una de estas
zonas, pueden producirse severas prdidas de
circulacin. Si el nivel del fluido cae en el pozo,
la columna hidrosttica se reducir. Esto podra
permitir el flujo de otra zona o aun la misma zona
depletada.
Estas condiciones pueden ocurrir donde se haperforado otro pozo. O por lo general en reas
donde no hay informacin de los pozos vecinos
perforados en la misma rea. Es peligroso tener
informacin pobre o no disponer de los historiales
completos de los pozos vecinos perforados.
Las siguientes son las seales ms comunes de
cambios de presin de formacin. Estas seales debenser reconocidas por las dotaciones e informadas
a los supervisores. La comunicacin es de vital
importancia porque muchas de estas seales pueden
tener otras explicaciones.
w Variaciones en la velocidad e penetracin.
w Cambios en la forma, tamao y cantidad de
recortes.
w Aumento del torque de rotacin.
w Aumento en el arrastre.
w Desmoronamiento de arcillas.
w Aumento en el contenido de gas.
w Variaciones en el exponente d normal.
wAumento de la temperatura en la lnea de salida.
w Disminucin de la densidad de las arcillas.
w Aumento en el contenido de cloro.
No todos estos indicadores se presentan todos al
mismo tiempo. La dotacin debe saber reconocerlos
como posibles seales de que se est perforando en
zonas de mayor presin.
El aumento en la velocidad de penetracin es
uno de los mtodos ms ampliamente aceptados
para determinar los cambios en la presin poral.
Normalmente la velocidad de penetracin decrece
con la profundidad. Este decrecimiento, provocadopor el aumento de la dureza y densidad de la roca,
tambin es controlado por la diferencia entre la
presin hidrosttica y la presin poral.
Un cambio en la velocidad de perforacin
puede ser un indicador de presin de formacin
en aumento. La velocidad de perforacin aumenta
cuando se penetra en una zona de presin anormal
porque las formaciones contienen mas fluido y son
ms blandas.
Fractura A
Zonas Mas
Arribas Pozo
Viejo
Abandonado
Nuevo Pozo
En Yacimiento Viejo
Presin Normal
Zonas de alta presin generadas por el hombre Las formaciones con presiones anormales pueden ser identificadas con losperfiles elctricos.
Las dotaciones
deben observar y
reportar de
inmediato
cualquier indicador
de cambio de
presin.
INDICADORES DEPRESIN - PERFORANDO
VARIACIONES EN LAPENETRACION
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CAPTULO 22-6
El aumento de la presin de formacin tambin
reduce el Sobrebalance en el fondo del pozo. Esto
significa que los recortes se desprendern bajo la
broca con mayor facilidad.
Si se observa que la velocidad de penetracin
no vara, o aumenta gradualmente cuando debera
disminuir, puede tambin indicarnos un incremento
de la presin de la formacin. Un cambio abrupto
en la velocidad de penetracin, ya sea aumento o
disminucin, indica que se est perforando unaformacin nueva que podra ser ms permeable
y que podra provocar una surgencia. Cuando
las presiones de formacin cambian de normal a
anormal a medida que el pozo se profundiza, el rea
en la que se produce el cambio es llamada zona
de transicin. Cuando se perfora en una zona de
transicin la densidad del lodo debe mantenerse
lo ms prxima posible a la presin de formacin.
De esta manera un cambio en la presin poral
puede ser reflejado en la velocidad de penetracin.
Cualquier exceso de densidad aumentara la presin
diferencial y consecuentemente reduce la velocidad
de penetracin. Esto trae como consecuenciaque se enmascare un aumento de la velocidad
de penetracin que normalmente es atribuido
como resultado de los incrementos de presin
de formacin. Sin embargo existen otros factores,
adems de la presin poral, que afectan a la
velocidad de penetracin, incluyendo a los cambios
de formacin, velocidad de rotacinpropiedades
del fluido, peso sobre la broca, tipo de broca,
condiciones de la broca y propiedades del fluido.
Como se mencion anteriormente, cualquier
cambio de formacin presenta un problema serio
de interpretacin. En general un cambio brusco
continuo en la velocidad de penetracin puede
indicar un cambio de formacin.
Los recortes son fragmentos de la formacin
cortados, raspados o desprendidos de la formacin
por la accin de la broca. El tamao, forma y
cantidad de los recortes dependen en gran medida
del tipo de formacin, tipo de broca, peso sobre
la broca, desgaste de la broca y del diferencial de
presin (formacin versus presin hidrosttica del
fluido).
El tamao de los recortes generalmente
disminuye con el desgaste de la broca durante
la perforacin si el peso sobre la broca, tipo deformacin y el diferencial de presin, permanecen
constantes. Sin embargo si la presin diferencial
aumenta (con el aumento de la presin de
formacin), an una broca gastada cortar con mas
eficacia, con lo que el tamao, la forma y la cantidad
de los recortes aumentar.
Al lado izquierdo: recortes de lutita de una zona con presin normal. A la derecha: recortes de lutita de una zona de transicin.
Zona De
Transicin: Termino
utilizado para
describir un
cambio de presin
de formacin,
ejemplo: de
normal a anormal.
VARIACIONES EN LAFORMA, TAMAO, TIPOY CANTIDAD DE RECORTES
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PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS2-7
Durante las operaciones normales de perforacin
el torque rotativo aumenta gradualmente con la
profundidad, como resultado del efecto del contactoentre las paredes del pozo y la columna de
perforacin.
El aumento de la presin de formacin provoca
que entren mayores cantidades de recortes al pozo
a medida que los dientes de la broca penetran
ms y producen cortes mayores en la formacin. El
aumento de lutitas en el pozo tiende a adherirse,
impedir la rotacin de la broca, o acumularse alrededor
de los portamechas. El aumento del torque en varios
cientos de pies es un buen indicador de aumento
de la presin.
Cuando se perfora en condiciones de balance o
de casi balance, se produce un incremento en elarrastre cuando se hacen las conexiones en zonas de
presin anormal. Este aumento puede ser debido a la
cantidad adicional de recortes que se acumulan en
el pozo o encima de los portamechas. El torque y el
arrastre pueden aumentar tambin debido a que la
formacin es blanda, lo cual origina que el pozo se
cierre alrededor de los portamechas y la broca.
A medida que la presin de formacin supera
la presin de la columna de lodo, la columna de
lodo resulta menos efectiva para sostener las paredesdel pozo, y eventualmente las lutitas comienzan a
desmoronarse o desprenderse de las paredes del
pozo. El desmoronamiento de las lutitas no es una
situacin crtica, sino que dependen del grado de
desbalance y otros factores tales como el buzamiento
de la formacin, su compactacin, la consolidacin
de los granos de arena, la resistencia interna, etc.
Las lutitas desmoronables afectan la perforacin
al ocasionar problemas de arrastre por estrechamiento
del pozo, llenado en el fondo y eventualmente
pueden causar que la tubera de perforacin, u otras
herramientas se aprisionen. Los desmoronamientos
no son siempre el resultado de presiones anormales.A menudo se atribuye el desmoronamiento a otras
causas, por tanto, es posible pasar por alto el efecto
de las presiones anormales. Cuando la causa del
desprendimiento / desmoronamiento de las lutitas
es la presin, su forma ser larga, de bordes afilados,
astillados y curvos.
0.5 a 1.5 pulg.
Escala
Frente Lateral
Perfil Tipo BlokeRectangular
ProbableAstillado
Frente Lateral
PelfilDelicadoPunt
edgudo
Superficie CncavaPlano
Plano
Un Desmoronamiento TpicoDe Una Arcilla Producida PorAlivio De Tensiones
(b)Un Desmoronamiento Tpico DeUna Arcilla Producida Por ConCondiciones Sub-Balanceadas
(a)
Grietas
Tipicas
Cuando la
presin es lacausa para el
desmoronamiento
de las arcillas,
su forma, ser
larga, afilada,
astillada y curva.
AUMENTO DEL TORQUEY/O ARRASTRE
LUTITAS DESMORONABLES /LLENADO DEL POZO
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2-8
CAPTULO 2
Antes de cualquier tipo de maniobra el pozo es
generalmente circulado hasta quedar limpio, o sea
que los recortes son totalmente desplazados fuera
del pozo para prevenir complicaciones. Si se penetra
dentro de una formacin con presin anormal, no
es raro que se encuentren cantidades significativas
de relleno cuando se maniobra de retorno al fondo.Esto puede ser debido a que la columna hidrosttica
no es suficiente para prevenir que las paredes
se derrumben o desmoronen en el pozo. Debe
resaltarse que la falta de presin no es la nica
causa, pero podra ser uno de los indicadores de
falta de presin.
GAS CONTENT INCREASE
El aumento en el contenido del gas en el f luido
de perforacin es un buen indicador de zonas depresin anormal. Sin embargo, los cortes de gas
no son siempre el resultado de una condicin de
desbalance, por lo que es importante una adecuada
comprensin de las tendencias del gas.
GAS DE PERFORACIONCuando se perfora una formacin porosa
no permeable que contiene gas, los recortes que
contienen gas son circulados pozo arriba. La presin
hidrosttica sobre estos recortes se reduce a medida
que son circulados. El gas en el recorte se expande
y se libera en el sistema de lodo, reduciendo l
densidad. Bajo estas circunstancias, no se puede
detener la gasificacin del lodo aumentando la
densidad del lodo. Esta situacin puede verificarse
deteniendo la perforacin y circulando el fondo
hacia arriba. La cantidad de gas debe reducirsesignificativamente o aun parar.
GAS DE CONEXION O DE MANIOBRACuando se perfora con una densidad mnima
del lodo, el efecto de pistoneo producido por el
movimiento ascendente de la columna durante
una conexin o maniobra puede pistonear gases y
fluidos dentro del pozo. Este gas es conocido
como gas de maniobra o de conexin, cuando
este gas aumenta, es posible que los gases de
formacin pueden tambin estar aumentando, oque el diferencial de presin (presin hidrosttica del
lodo contra presin de formacin) est cambiando.
GAS DE FONDOEl mejor ejemplo del gas de fondo esta en el
oeste de Texas, donde las capas rojas de arenisca
de baja permeabilidad del Prmico, son perforadas
con agua. La presin de formacin en estas capas es
equivalente a un lodo de aproximadamente 16 ppg
(1917 kg/m). Las capas de arenisca roja tienen gas,
10500
10550
10600
10650
CONEXIN
FUER
ADE
ESC
ALA
El gas de lacanaleta de retorno
debe sercontrolado
cuidadosamente
Un aumento en
el contenido de
gas en el fluido
de perforacin
podra indicar
presin anormal.
AUMENTO EN ELCONTENIDO DE GAS
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2-9
PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS
pero su permeabilidad es muy baja. El resultado
es que el lodo siempre esta cortado por gas,
produciendo gas de maniobra particularmentemolesto.
Cuando se utiliza la presencia de gas en el
fluido como un indicador de presiones anormales,
una unidad de deteccin de gas es necesaria. Una
tendencia del gas de fondo o de conexin puede ser
notada a medida que la operacin avanza. Ambos
tipos de gas deben ser controlados cuidadosamente
y considerados como una advertencia de aumento
de la presin poral.
El mtodo del exponente d normal para
la deteccin y prediccin de presiones anormales
mientras se perfora es usado a veces. El clculo del
exponente d normal es simple y no requiere de
equipo especial. La informacin requerida que debe
estar disponible en el rea de trabajo es: velocidad
de penetracin, rpm de la mesa rotaria, peso
sobre la broca y dimetro del pozo.
Herramientasmodernas deregistros mientras seperfora usan latelemetra de losimpulsos de lodopara recolectardatos de laformacin
Un grafico exactodel exponente d
puede ayudar a
predecir la
densidad del lodo
necesaria para
una perforacin
segura.
VARIACIONES DEL
EXPONENTE D NORMAL
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CAPTULO 22-10
El exponente d es calculado(usando un computador, una regla
de clculo o un nomograma), y
luego es graficado en un papel
semilogartmico. Un cambio en lapendiente de la lnea es un indicador
de las zonas presurizadas. Mejoras
en las tcnicas del graficado han
refinado el mtodo a tal gradoque las densidades necesarias del
lodo en muchas reas pueden
predecirse rutinariamente con unaexactitud del 0.2 a 0.5 ppg (24 a60 kg/m).
Usada en forma apropiada,
esta informacin puede reducir
las surgencias en los pozos ycon la misma importancia, reducir el uso de
densidades innecesarias de lodo que disminuyen la
velocidad de penetracin e incrementa el costo de
la perforacin.
Las herramientas de mediciones (MWD) yregistros (LWD) durante la perforacin son unasofisticada combinacin de instrumentos electr-nicos. Informacin de perforacin direccional y deevaluacin de las formaciones puede ser recabadaen tiempo real dependiendo de la configuracin yel tipo de herramienta de MWD. Los parmetrosmedidos tales como la resistividad de la formacin,torque, temperatura, presin de fondo de pozo
y respuestas acsticas, pueden ser utilizadas paraidentificar cambios en las condiciones de perforaciny detectar surgencias. La respuesta de los parmetros vara de acuerdo con el sistema de fluido utilizado(base agua o base petrleo), por lo que se hacenecesario interpretar las seales.
La electricidad es generada para operar laherramienta mediante una turbina o un propulsoren el arreglo del conjunto. Caudales especficos debomba son necesarios para generar la potencia
apropiada para la herramienta. Dependiendo deltipo de herramienta, una vez que la informacines recabada se la puede transmitir por cablepor pulsos de fluido (ondas de presin), ondaselectromagnticas o acsticas. Estos pulsos sonrecibidos por sensores sofisticados en la superficie
y luego transmitidos a computadores que lo
decodifican o traducen en informacin utilizable.
Las lutitas que estn normalmente presurizadashan sufrido una compactacin normal y su densidadaumenta uniformemente con la profundidad. Esteincremento uniforme permite predecir la densidadde las arcillas. Cualquier reduccin de la tendenciapuede ser interpretada como una zona de mayorpresin poral, puesto que las lutitas de alta presin
son de menor densidad que las de presionesnormales. Esto es el resultado de los fluidos poralesatrapados en secciones de lutitas durante el procesode compactacin.
Los problemas que reducen la utilidad en elcampo de la densidad de las lutitas recaen en los
mtodos de la medicin de su densidad.
Actualmente se utilizan tres mtodos. Esto
son:
Tcnicas de LWDproveen
informacin decondiciones delpozo en tiempo
real.
Las herramientas
para MWD y LWD
colectan datos
que pueden ser
usados para
predecir las
presiones de
formacin.
MEDICIONES Y REGISTROS
DURANTE LA PERFORACINMWD Y LWDDISMINUCIN DEDENSIDAD DE LAS LUTITA
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PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS2-11
wColumna de lquido de densidad variable.
w Densidad por balanza de lodo.
w Tcnicas de perfilaje MWD (Medicin durante
la perforacin)
No es fcil determinar la profundidad de los
recortes de lutitas, y la seleccin y preparacin delos recortes para las mediciones depende en gran
medida de la persona que las realiza.
El sello en el tope de la zona de transicin limita
el movimiento del agua. Por tanto temperaturas
arriba de lo normal se registran tanto en la zona de
transicin como en la zona de alta presin que est
debajo. Si la tendencia normal de la temperaturade la lnea de salida es graficada, un cambio de 2
a 6 F o ms por cada 100 pies encima de esta
tendencia podra ser un indicador de la zona de
transicin.
Adems de indicar un cambio en la presin
poral, los cambios en la temperatura de la lnea de
salida pueden atribuirse a:
wUn cambio en el caudal de circulacin.
w Un cambio en el contenido de slidos del lodo.
w Un Cambio en la composicin qumica del lodo
w Un cambio en los procedimientos de
perforacin
Las curvas de temperatura (mostradas abajo),
si bien no son un indicador definitivo, son un
indicador adicional que ayudan en la decisin de
parar la perforacin o de aumentar el peso del lodo.
En las perforaciones marinas, a medida que
la profundidad del agua aumenta, la eficiencia del
registro de temperatura disminuye. Puede tornarse
intil debido al efecto de enfriamiento del agua, a
menos que la temperatura del conjunto submarino
sea controlada. En aguas profundas, la temperatura
del lodo en la superficie podra mantenerse constante
durante toda la operacin.
Cambios en el contenido del in cloruro o de
la sal en los fluidos de perforacin son indicadores
vlidos de presin. Si no hay suficiente presin,
filtracin o flujo de la formacin pueden ingresar
al pozo y mezclarse con el fluido de
perforacin. Esto cambiar el contenido
de cloruros del lodo.Dependiendo del contenido de
cloruro en el fluido, un aumento o
disminucin podran ser determinados
basados en si el contenido de sal del
fluido de formacin es mayor o menor.
Sin embargo, los cambios pueden ser
difciles de establecer a menos que haya
un control minucioso de las pruebas
del lodo. La mayora de los mtodos
disponibles para hacer las pruebas de
contenido de in cloruro son inadecuadas
para mostrar cambios sutiles. En los lodos
de agua dulce-bentonita, los aumentosde contenido del in cloruro causarn
un aumento de la viscosidad de embudo
y de las propiedades del flujo.
9
10
11
12
110100 120 130
Temperatura De La Lnea De Flujo (F)
Profundidad(
1,0
00
ft)
TransitionZone
Un incremento en la temperaturapuede ser indicador de que lapresin de formacin estaumentando
Cambios en la
temperatura de lalnea de salida
pueden ser
usados con otros
indicadores para
ayudar a
identificar zonas
de transicin.
AUMENTO EN LATEMPERATURA DE LALNEA DE SALIDA
AUMENTO EN ELCONTENIDO DE CLORURO
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2-12
CAPTULO 2
Los perfiles elctricos normales o de induccin,
miden la resistividad elctrica de la formacin.
Dado que generalmente las formaciones de lutitascon presin anormal tienen ms agua, son menos
resistivas que las formaciones de lutitas secas con
presin normal. Los cambios de resistividad pueden
ser medidos y la presin de formacin medida.
Los perfiles acsticos o snicos miden la
velocidad del sonido o el tiempo del intervalo de
trnsito de la formacin. Las formaciones de lutitas
con altas presiones que tienen mas agua, tienen
menor velocidad de sonido, en consecuencia un
tiempo de trnsito mayor. Se pueden hacer clculos
para determinar la presin de formacin y su
porosidad a partir de estas mediciones.
Los perfiles de densidad, miden la densidad dela formacin basndose en mediciones radioactivas.
Las formaciones de lutitas de alta presin tienen
menor densidad por lo que es posible tambin
hacer clculos para la determinacin de la presin
de formacin.
Siempre que la presin poral sea mayor que
la presin ejercida por la columna de fluido enel pozo; los fluidos de la formacin podrn fluir
hacia el pozo. Esto puede ocurrir por una o una
combinacin de varias causas:
Las causas ms comunes de las surgencias son:
w Densidad insuficiente del fluido.
w Prcticas deficientes durante las maniobras
w Llenado deficiente del pozo.
w Pistoneo / Compresin.
w Prdida de circulacin.
w Presiones anormales.
w Obstrucciones en el pozo.
w Operaciones de cementacin.
w Situaciones especiales que incluyen:
Velocidad de perforacin excesiva en las
arenas de gas.
Prdida de filtrado excesiva del fluido de
perforacin.
Perforar dentro de un pozo adyacente.
Formaciones cargadas
Obstrucciones en el pozo.
Probando el conjunto de BOP.
Gas atrapado debajo del conjunto de BOP.
Prdida del conductor submarino.
Proyectos de recuperacin secundaria.
Flujos de agua.
Pruebas de Formacin (DST)
Perforacin en desbalance - Falla en mantener
una contrapresin adecuada.
Pata de plataforma.
Una causa comn de las surgencias es la
densidad insuficiente del fluido, o un fluido que
no tiene la densidad suficiente para controlar la
formacin. El fluido en el pozo debe ejercer una
presin hidrosttica para equilibrar, como mnimo
la presin de formacin. Si la presin hidrosttica
del fluido es menor que la presin de la formacin
el pozo puede fluir.
Probablemente que la causa ms comn
de densidad insuficiente del fluido es perforar
inesperadamente dentro de formaciones conpresiones anormalmente altas. Esta situacin puede
resultar cuando se encuentran condiciones geolgicas
impredecibles, tales como perforar cruzando una
falla que cambia abruptamente la formacin que se
est perforando. La densidad insuficiente del fluido
puede tambin ser resultado de la interpretacin
errnea de los parmetros de perforacin (ROP
contenido de gas, densidad de las lutitas, etc.)
utilizados como gua para densificar el lodo. (Esto
generalmente significa que la zona de transicin
no ha sido reconocida y la primera formacin
permeable ha originado la surgencia.)
Mal manipuleo del fluido en la superficieresponde por muchas de las causas de la densidad
insuficiente del fluido. El abrir una vlvula
equivocada en el mltiple de succin de la bomba
que permita la entrada de un fluido de menor
densidad al sistema; abriendo de golpe la vlvula
de agua de tal manera que se agrega ms agua que
la deseada; lavar las zaranda con un chorro muy
grande de agua; inclusive operaciones de limpieza
pueden todas afectar la densidad del f luido.
Una vez que la
formacin ha sido
perforada lapresin poral
puede ser
determinada por
perfilaje elctrico.
PERFILAJES INDICADORESDE PRESIN
DENSIDAD INSUFICIENTE
DEL FLUIDO
CAUSAS DE LASSURGENCIAS
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8/3/2019 WEll Control CAP 02
14/32
2-13
PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS
El ingreso de agua de la lluvia en el sistema
de circulacin, puede tener un gran efecto en la
densidad y alterar severamente las propiedades del
fluido. Tambin es peligroso diluir el fluido para
reducir su densidad puesto que se est agregando
intencionalmente agua al sistema mientras est
circulando. Si se agrega mucha agua, o la densidaddel fluido baja mucho, el pozo podra comenzar a
fluir. Sin embargo, si el personal est mezclando
y agregando volumen a los tanques, una ganancia
proveniente del pozo podr ser difcil de detectar.
Es buena prctica agregar volmenes conocidos
o medidos cuando se realizan mezclas. Si se diluye el
lodo con agua, esta debe ser tomada de un tanque
cuyo volumen es conocido, de tal manera que la
cantidad de agua tomada de ese tanque deber
ser igual a la ganancia en el sistema activo. Si el
incremento resulta ser mayor, es posible que el pozo
est en surgencia. El responsable del control del
volumen del sistema debe ser informado cada vezque se agregue o transfiera fluido en los taques.
Otras causas que provocan una densidad
incorrecta del fluido son, cambiar el fluido actual
del pozo por fluidos de fractura o trabajos de
acidificacin, desplazamiento de tapones de gran
volumen, o tambin el cambio por fluidos de
terminacin, completacin o de empaque.
Probablemente la causa ms comn de las
surgencias resulta de las maniobras sacando tubos
fuera del pozo. Muchos factores intervienen durante
una maniobra. Simplemente considere que no se
tiene un peso de fluido adecuado para mantener las
presiones de formacin, o la presin fue reducida
en el pozo durante la maniobra permitiendo que
el pozo fluya.
Bajo condiciones normales si la circulacin
puede ser detenida antes de la maniobra sin
tomar un influjo, entonces no debera ocurrir una
surgencia durante la maniobra. Un factor que a
menudo no es tomado en cuenta es la fuerza de
friccin ejercida contra la formacin por el fluido
durante su circulacin. Esta fuerza es llamada de
prdida de carga anular (PL), y podra representar
una densidad equivalente de circulacin (ECD) en
exceso de ms de 1 ppg (120 kg/m) de material
densificante. Una vez que las bombas han sido
detenidas, la prdida de presin por circulacin
desaparece y la presin en el fondo del pozo se
reduce a la presin hidrosttica de la columna de
fluido en el anular. Esta reduccin en la presin
de fondo podra permitir que el pozo comience
a surgir.
Antes de iniciar una maniobra, siempre se debe
observar el pozo para ver si est fluyendo despus de
haber detenido las bombas. La poltica de algunas
empresas puede indicar un tiempo de observacinde 5 a 30 minutos. Este tiempo es bien gastado si
puede prevenirse una surgencia y las complicaciones
que de ella pudieran surgir.
Si se tom el tiempo adecuado para observar
y asegurarse que el pozo no est fluyendo, y luego
hay una surgencia durante la maniobra, se asume
que algo que ocurri durante la maniobra de sacada
provoc la surgencia. La gran mayora de estas
surgencias son debido al pistoneo / compresin.
Toda vez que se mueven tubos a travs de
fluido, aparecen las fuerzas de pistoneo (swab) y
compresin (surge). La direccin en que se mueve
la tubera dicta cul es la fuerza dominante, el
pistoneo o la compresin. Cuando la tubera viaja
ascensionalmente, (por ejemplo una maniobra para
sacar la columna del pozo) la presin de pistoneo
predomina. El f luido no llega a deslizarse para abajo
entre la tubera y la pared del pozo tan rpido
como la tubera esta siendo extrada. Por tanto una
reduccin de presin es creada debajo de la tuberapermitiendo que fluido de formacin alimente este
vaco hasta que la falta de presin pare. Esto se
llama pistoneo. Si es pistoneado suficiente fluido de
formacin, podr aligerar la columna hidrosttica
lo suficiente para que el pozo comience a surgir. La
analoga del pistoneo con un embolo de una jeringa
ilustra este concepto.
Las presiones de compresin tambin estn
presentes cuando la tubera es maniobrada para
sacarla del pozo, pero generalmente su efecto es
mnimo. El fluido que est alrededor de la tubera
(especialmente encima del conjunto de fondo) debe
salir del camino movindose hacia arriba alrededor
de la tubera y para arriba del pozo. Si la tubera
se mueve muy rpido, no todo el fluido puede salir
del camino. Esto puede ocasionar un aumento de
presin, llevando a prdidas de fluido y prdida de
columna hidrosttica. En la maniobra de sacada,
tres cosas afectan a la compresin y el pistoneo: el
espacio entre tubera y pozo, las propiedades del
fluido y la velocidad de movimiento de la tubera.
Antes de iniciar
una maniobra,
observe el pozo
con cuidado para
asegurarse que no
est fluyendocuando las
bombas han sido
detenidas.
LLENADO DEFICIENTE ENMANIOBRAS
PISTONEO Y COMPRESION
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CAPTULO 22-14
Uno de los factores ms importantes en la
generacin del pistoneo es el espaciamiento entre la
tubera (tubing, tubos de perforacin, portamechas,
estabilizadores u otras herramientas) con la pareddel pozo (abierto o revestido). Cuanto menor el
espaciamiento, mayor la restriccin que el fluido
encontrar para fluir. Los pozos con zonas angostas,
formaciones hinchables, formaciones desmoronables,
o pozos propicios al embolamiento de las
herramientas disminuyen el espaciamiento
aumentando la posibilidad de pistonear una
surgencia. Como generalmente no es factible
controlar estos factores, prcticas apropiadas durante
las maniobras, tales como la reduccin de la
velocidad de la maniobra, minimizan la posibilidad
de pistonear un influjo hacia el pozo. Los factores
que complican reduciendo el espaciamiento son lasque originan una restriccin entre el la columna y
las paredes del pozo, tales como las formaciones que
se hinchan, casing colapsado, el embolamiento de
la broca. Estos problemas no son reconocidos sino
hasta que ya es demasiado tarde. Se debe tener en
cuenta que el espaciamiento entre la columna y
la pared del pozo podra ser menor de lo que se
piensa. Esto aumenta la posibilidad de pistonear un
influjo o de crear compresin en el pozo.
SALY FORMACIONES HINCHABLES Algunos ejemplos de problemas con el
espaciamiento en las formaciones son la sal y el
hinchamiento. La sal es plstica. Dependiendo de
la presin que se le impone, el espaciamiento en
el pozo puede reducirse una vez que las bombas
han sido detenidas (la prdida de la presin de
circulacin y la presin lateral en las paredes del
pozo). Se sabe que la sal se cierra alrededor dela columna dejando un espaciamiento justo lo
suficiente para circular. Adems, las arcillas se
hinchan cuando son expuestas al agua, estrechando
el espaciamiento entre la columna y la pared del
pozo, aumentando las posibilidades de pistonear
el pozo. Con un espaciamiento reducido durante
las maniobra de extraccin, los estabilizadores y el
conjunto de fondo pueden pegarse o causar un
pistoneo severo.
EMBOLAMIENTOEl embolamiento se refiere a los materiales
(baritina, fluido, materiales de la formacin, revoque
de lodo) recolectados alrededor de la broca, los
estabilizadores, uniones de tubos, o cualquier parte de la
columna. Esta recoleccin aumenta el dimetro externoefectivo, a tal punto que reduce el espaciamiento entre
la columna y la pared del pozo. A medida que el
espaciamiento se estrecha, este problema puede ser
observado como un incremento en el torque (mayor
contacto de la columna embolada con las paredes
del pozo) y/o un aumento en el peso al levantar
por el arrastre debido al contacto con el pozo y al
levantar la columna de lodo.
LEVANTANDO HASTAELZAPATOEs una vergenza que algunos perforadores
aprendan de la manera ms dura el doble riesgoasociado con los zapatos del casing. Primero, hay
la posibilidad de que un estabilizador u otra
herramienta se enganchen en el zapato del casing,
lo que puede resultar en un dao al equipo, que
se parta la columna, o levantar el zapato y que
la columna quede aprisionada. Segundo, hay una
reduccin del espaciamiento en la medida que
el conjunto de fondo es introducido dentro del
casing. Las complicaciones con el espaciamiento
pueden ocurrir tambin cuando cualquier parte de
la columna, o del conjunto de fondo se embolan.
EJEMPLO:Se asume que el casing est en calibre, pero el
pozo abierto podra tener un factor de ensanchamiento
que oscila entre 5% a 150%. Por ejemplo, el
dimetro interno del casing es 8.835 (224.41 mm)
y se estn levantando estabilizadores de 8
(215.9 mm) que estn embolados hasta un dimetro
externo de 10 (266.7 mm). Una vez que los
estabilizadores embolados entren al zapato del casing
el exceso de lodo alrededor de los estabilizadores se
cortar. Ahora los estabilizadores, embolados con
recortes y lodo, tendrn un dimetro externo que es
aproximadamente igual al dimetro interior del casing.Esto es lo mismo que meter un pistn dentro del casing.
Antes de comenzar a levantar la columna de
fondo, los perforadores deben calcular el nmero de
pies o de tiros de columna que han sido extrados
antes de que el conjunto de fondo entre en el
zapato del casing. Siempre reducir la velocidad de la
maniobra al entrar al casing y mantenerse atentos y
siempre llevar un control muy estricto del llenado
del pozo.
El pistoneo puede
ocurrir si la col-
umna es sacada
de un pozo ms
rpido de lo que
el fluido cae
debajo de ella.
ESPACIAMIENTO
OTROS FACTORES QUEAFECTAN EL ESPACIAMIENTO
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16/32
PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS2-15
ANGULO DELPOZO Y PATAS DE PERROCuando se maniobra a travs de pozos desviados
y zonas de patas de perro, recuerde que el conjunto
de fondo es arrastrado contra el lado superior
del agujero. Esto puede dar como resultado que la
columna o el BHA levanten residuos (embolamiento)e se reduzca el espaciamiento. iento
dificulta que el fluido resbale para abajo alrededor
del conjunto de fondo. Durante las operaciones de
perforacin, los recortes tienden a caer o mantenerse
en el lado inferior del agujero desviado y de la patas
de perro, reduciendo el dimetro interno haciendo
ms difcil la maniobra de extraccin.
LONGITUD DELCONJUNTO DE FONDOCuanto ms largo el tramo de espaciamiento
reducido, mayor la posibilidad de pistonear. Es
razonable que 500 pies (152.4 m) de portamechas
no tendrn el mismo efecto de pistoneo que 1000
pies (304.8 m) de portamechas.
NMERO DE ESTABILIZADORESComo en el caso anterior, un conjunto de fondo
tipo pndulo con un estabilizador no pistonear
tanto como un conjunto de fondo empacado con
varios estabilizadores. A medida que el nmero
de estabilizadores aumenta, tambin aumenta las
posibilidades de embolamiento y pistoneo.
HERRAMIENTAS DE FONDOSe debe tener cuidado adicional cuando se
extraen herramientas de fondo que crean pequeos
espaciamientos. Cuanto ms ancho el dimetro
externo de la herramienta, mayor la posibilidad de
pistonear. En las operaciones en pozo abierto puede
resultar un severo embolamiento. Los efectos de
pistonear son mnimos cuando se extrae herramientas
de pequeo dimetro tales como guas para pesca,
o tubos de pequeo dimetro con la punta abierta,
debido a que el espaciamiento es mayor.
Como el pistoneo depende del levantamiento
y flujo de fluido de donde estaba antes que la
columna se haya movido, las propiedades del fluido
son crticas. La siguientes propiedades del fluido
son importantes: Viscosidad, resistencia de gel,
densidad y filtrado.
VISCOSIDADLa viscosidad, o facilidad del fluido para fluir,
es probablemente el ms critico de todos los factores
en el pistoneo. Si el fluido es viscoso, tendr
dificultad para resbalar hacia abajo cuando la
columna es sacada. Cuando la viscosidad del fluido
es alta, se deben usar velocidades lentas de extraccinpara permitir que el fluido resbale alrededor de los
espaciamientos pequeos. Haciendo las maniobras
lentamente, de acuerdo con lo calculado, se producir
una prdida mnima en la presin de fondo. Esto
reduce la posibilidad de pistonear el pozo o que
entre en surgencia. La viscosidad de embudo debe
ser verificada con la finalidad de determinar si
el fluido est o no en buenas condiciones para
iniciar la maniobra. Si el pozo y /o el fluido tiene
problemas, podr ser necesario acondicionar el lodo
en el pozo antes de iniciar la maniobra.
RESISTENCIADE GELESLa resistencia de geles es la atraccin entre las
partculas de slidos. Una fuerte atraccin produce
una resistencia al inicio del flujo desde condiciones
estticas e incrementa la presin de pistoneo. Si el
fluido tiene una resistencia de geles progresiva, el
movimiento ascensional de los tubos puede producir
tambin presiones de compresin en direccin asc-
ensional. Estas presiones pueden causar que zonas
dbiles tomen fluido, disminuyendo la columna hidr-
osttica y contribuyendo al mecanismo de la surgencia.
DENSIDADSi la densidad del lodo es muy alta y causa
filtracin o perdida de fluido hacia la formacin,
podr empujar en forma efectiva la columna contra
la pared del pozo. Los recortes, el revoque, y otros
residuos pueden ser recogidos por los estabilizadores
u otras herramientas de fondo de pozo. Esto
podra reducir el espaciamiento y crear el efecto del
pistoneo. Cuando la densidad del lodo es muy baja,
las herramientas de fondo tienden a rascar los lados
de la pared del pozo debido al hinchamiento de
la formacin. Pueden recoger residuos y reducir el
espaciamiento. En algunos casos si el sobrebalancees alto el potencial de pistoneo se reduce.
FILTRADOUna de las ventajas de los lodos de alto filtrado
es la alta velocidad de penetracin. Las desventajas
son los problemas de pegamiento debido al revoque
grueso, pegajoso, que reduce el dimetro interior del
pozo lo que aumenta la posibilidad de pistoneo.
Fluidos con geles
de alta resistencia
aumentan la
posiblidad de
pistoneo en las
maniobras.
PROPIEDADES DEL FLUIDO
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2-16
CAPTULO 2
La velocidad de movimiento de los tubos
afecta directamente a las presiones de pistoneo y
compresin. Cuanto ms rpido se mueven lostubos mayores son las presiones de pistoneo o
compresin y mayor el potencial de pistonear un
influjo. Las posibilidades de pistonear un influjo
(y/o fracturar la formacin) aumentan con la
velocidad de la maniobra.
Un concepto errado es que una vez que la
broca entra en el zapato, ya no se pistonea el
pozo y la velocidad de la maniobra se aumenta.
Debemos recordar que existe el potencial de tener
un espaciamiento pequeo dentro del casing como
en pozo abierto.
Toda vez que el nivel del fluido cae dentro del
pozo, tambin cae la presin hidrosttica ejercida
por el fluido. Cuando la presin hidrosttica cae
por debajo de la presin de formacin, el pozo
puede fluir.
La tubera puede ser sacada seca o llena
dependiendo de las condiciones. Si se saca seca,
es por que se ha bombeado un colchn pesado de
lodo dentro de los tubos antes de sacarlos, el cual
empuja afuera una altura considerable de lodo msliviano dentro de los tubos. A medida que los tubos
son extrados, el colchn contina cayendo, de tal
manera que los tiros siguientes tambin saldrn
secos. Dependiendo de las prcticas utilizadas, el
colchn podr afectar el llenado del pozo en los
primeros cinco, diez o ms tiros extrados. Si
la maniobra comienza muy rpido despus de
haber bombeado el colchn, la columna podr salir
parcialmente llena si el colchn no ha tenido el
tiempo de alcanzar su nivel de equilibrio.
Durante una maniobra con los tubos saliendo
secos, al volumen del acero que est siendo extrado,
le corresponde a una cada de nivel del fluido dentrodel pozo. El pozo debe ser rellenado para mantener
suficiente presin hidrosttica para controlar la
presin de formacin.
Si los tubos salen llenos de fluido, (el
fluido permanece dentro del tubo), y se usa un
economizador de lodo para retirar del pozo, el
tanque de maniobras o el sistema, entonces est
siendo extrado el volumen combinado del tubo de
acero y la capacidad interna del tubo. Esto da como
resultado la necesidad de un volumen mayor defluido para llenar el pozo que el necesario cuando se
sacan tubos secos. Sin embargo, si el economizador
retorna ese fluido al pozo, al tanque de maniobras
o al sistema, entonces el volumen necesario para
llenar el pozo ser el mismo que cuando se sacan
secos (considerando que el economizador no tenga
prdidas).
Si no se usa un economizador, es difcil
contabilizar el lodo desparramado en el piso del
equipo, con lo que disminuye la cantidad de fluido
que debe ser repuesto al sistema y medido. En caso
que no pueda ser recuperada la totalidad del fluido
de los tubos, derive el fluido fuera del sistema activoo del tanque de medidas y use los clculos para
tubo lleno.
Las unidades de tubing continuo son la
excepcin. A medida que el tubing continuo es
extrado del pozo, el desplazamiento y la capacidad
interna del tubing son extrados del pozo. El tubo
continuo se mantiene lleno de fluido a menos que
dicho fluido sea desplazado con nitrgeno antes de
la maniobra. EL tubing continuo se puede circular
a medida que va siendo extrado, reduciendo la
posibilidad de pistonear manteniendo adems el
pozo lleno.
Debe observarse que muchas tablas no
contienen las informaciones correctas para usarlas
en los clculos de las maniobras porque omiten las
uniones y los recalques. Estas tablas simplemente
contienen el tamao del tubo y el peso nominal por
pie; por ejemplo, 5 OD (127 mm), 19.5 ppf (29.02
kg/m), as como las capacidades y desplazamientos.
Los datos de los fabricantes de tubera son
exactos, pero las tablas y grficos pueden resultar
confusos debido a que hay muchas combinaciones
de tipos de roscas, dimetro externo e interno
as como la longitud de las uniones con una
gran variedad de capacidades y desplazamientos / capacidades. El rango de los tubos tambin
afecta el peso por pie. El boletn API RP7
ilustra la metodologa para los clculos exactos del
desplazamiento de los tubos y presenta las tablas y
grficos correctos.
La velocidad de
movimiento de la
columna afecta
directamente a las
presiones de
pistoneo y
compresin.
VELOCIDAD DE MOVIMIENTODE LOS TUBOS
LLENADO DEFICIENTE DEL POZO
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2-17
PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS
Para calcular el volumen necesario para llenar el pozo cuando se extrae tubos secos:
Barriles para llenar = Desplazamiento de los tubosbbl/pie
x Longitud Extradapie
Metros cbicos para llenar = Desplazamiento de los tubosm/m Longitud Extradam
Para calcular el volumen necesario para llenar el pozo cuando se extrae tubos secos:
Barriles para llenar = (Desplazamiento de tubosbbls/pie + Capacidad de tubosbbls/ft) Longitud Extradapie
Metros cbicos para llenar = (Desplazamiento de tubosm/m + Capacidad de tubosm/m) Longitud Extradam
EJEMPLO 1
Cuantos barriles tomar llenar el anular si se han extrado 15 tiros secos (asuma que cada tubo
tiene 31 pies [9.45 m]) de tubos de perforacin de 4 1/2 (114.3 mm), desplazamiento 0.00639
bbls/pie (0.00333 m/m) de un casing que tiene un dimetro interno de 8.755 (222.38 mm)?
Barriles para llenar = Desplazamiento de los tubosbbls/ft Longitud Extradaft
= 0.00639 (15 31)
= 0.00639 465
= 2.97 bbls
Metros cbicos para llenar = Desplazamiento de los tubosm/m Longitud Extradam
= 0.00333 (15 9.45)
= 0.00333 141.75
= 0.47203 m
PROBLEMA1A
Cuantos barriles (m) tomar llenar el anular si se han extrado 15 unidades de tubos de
perforacin secos de 5 (127mm) (31 pies por tubo [9.45 m]), desplazamiento 0.007593 bbls/pie
(0.00396 m/m), 0.01776 bbl/pie (0.00926 m/m) de capacidad interna, de un casing de 9 5/8
(244.5 mm) que tiene un dimetro interno de 8.375 (212.73 mm)?
PROBLEMA1B
Cuantos barriles (m) tomar llenar el anular si se han extrado 15 unidades de tubing secos de
2 7/8 (73.03 mm) (31 pies por tubo [9.45 m]), desplazamiento 0.00236 bbls/pie (0.00123 m/m),
0.00579 bbl/pie (0.00302 m/m) de capacidad interna, de un casing de 9 5/8 (244.5 mm) que
tiene un dimetro interno de 8.375 (212.73 mm)?
Cuando se
extraen tubos
secos, el volumen
del acero extrado
del pozo debe ser
reemplazado con
un volumen igual
de fluido.
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CAPTULO 22-18
Medir el llenado
del pozo con las
emboladas de la
bomba no es
exacto debido al
tiempo de retardomientras el fluido
se mueve por la
lnea de retorno.
Para medir el fluido con precisin, se debe utilizar un tanque de maniobras o un sistema contador de las
emboladas de la bomba. Es preferible llenar el pozo usando el tanque de maniobras, ya que este tanque
es pequeo y fcil para medir las variaciones de volmenes. Sin embargo, el contador de emboladas de la
bomba tambin puede ser utilizado. Para calcular el nmero de emboladas para llenar el pozo:
Emboladas para llenar = Barriles para llenar Desplazamiento de la bombabbls/emb
Emboladas para llenar = Metros cbicos para llenarm/emb
EJEMPLO 2
Cuantas emboladas sern necesarias para llenar el pozo con 2.97 bbls (0.472 m) usando una
bomba triplex con un desplazamiento de 0.127 bbls/emb (0.0202 m/emb)?
Emboladas para llenar = Barriles para llenar Desplazamiento de la bombabbls/emb
= 2.97 0.127
= 24 emb
Emboladas para llenar = Metros cbicos para llenar Desplazamiento de la bombam/emb
= 0.472 0.0202
= 24 emb
Nota: Como las emboladas fueron una fraccin mayor que el numero indicado, (ejemplo: 23.4) las emboladas
fueron redondeadas al numero prximo mayor.
PROBLEMA2A
Cuantas emboladas sern necesarias para llenar el pozo usando una bomba triplex con un
desplazamiento de 0.127 bbls/emb (0.0202 m/emb) si se han extrado 15 unidades de tubos de
perforacin secos de 5 (127mm) (31 pies por tubo [9.45 m]), (0.007593 bbls/pie [0.00396 m/m] de
desplazamiento, 0.01776 bbl/pie [0.00926 m/m] de capacidad interna), de un casing de 9 5/8 (244.5
mm) que tiene un dimetro interno de 8.375 (212.73 mm)?
PROBLEMA2B
Cuantas emboladas sern necesarias para llenar el pozo usando una bomba triplex con un desplazamiento
de 0.049 bbls/emb (0.0078 m/emb) si se han extrado 15 unidades de tubing de produccin de 2 7/8
(73.03 mm) (31 pies por tubo [9.45 m]), (0.00236 bbls/pie [0.00123 m/m] de desplazamiento, 0.00579 bbl/pie
[0.00302 m/m] de capacidad interna), de un casing de 7 (177.8 mm) que tiene un dimetro interno de
5.92 (150.37 mm)?
Debe tomarse en cuenta que las emboladas nunca dan un valor exacto debido al tiempo de retardo del lodo en
salir por la lnea de salida y activar el sensor de flujo. Durante este tiempo de retardo el contador de emboladas
de la bomba sigue contando. Esto agrega 5 a 10 ( a veces ms) emboladas al llenado.
La buena prctica y algunos organismos reguladores, requieren que el pozo sea llenado cada cinco tiros de
tubera extrados, o antes que la presin hidrosttica caiga mas de 75 psi (5.17 bar), lo que suceda primero.
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PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS2-19
Loa tanques de
maniobrasproporcionan una
medida exacta
para monitorear el
llenado del pozo
durante las
maniobras.
Para calcular la cantidad de tubos secos que pueden ser extrados del pozo antes de que ocurra una
reduccin de 75 psi (5.17 bar) en la presin hidrosttica:
Longitud Mximapie = (Cada de presinpsi 0.052 Densidad del fluidoppg) (Capacidad del
Casingbbls/pie Desplaz. de tubosbbl/pie) Desplaz. de tubosbbl/pie
Longitud Mximam = (Cada de presinbar 0.0000981 Densidad del fluidokg/m) (Capacidad del
Casingm/m Pipe Displ.m/m) Pipe Displ.m/m
EJEMPLO 3
Cuantos pies de tubos de perforacin de 4 (114.3 mm) con un desplazamiento de .00597 bbls/pie
(0.00311 m/m) y una capacidad de 0.01422 bbls/pie (0.00742 m/m) podrn ser extrados secos de un
casing de 9 5/8 (244.48 mm) que tiene un dimetro interno de 8.835 (224.41 mm) y una capacidad de
0.07583 bbls/pie (0.03955 m/m) y una densidad de fluido de 12.5 ppg (1498 kg/m) antes que la presin
de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?
Longitud Mximapie = (Cada de presinpsi 0.052 Densidad del fluidoppg) (Capacidad del
Casingbbls/pie Desplaz. de tubosbbl/pie) Desplaz. de tubosbbl/pie
= (75 0.052 12.5) (0.07583 0.00597) 0.00597
= 115.4 0.06986 0.00597
= 1,350.4 pie
Longitud Mximam = (Cada de presinbar 0.0000981 Densidad del fluidokg/m) (Capacidad del
Casingm/m Desplaz. de tubosm/m) Desplaz. de tubosm/m
= (5.17 0.0000981 1498) (0.03955 0.00311) 0.00311
= 35.18 0.03644 0.00311
= 412.2 m
Nota: Debe tomarse en consideracin que en este ejemplo, an cuando se pueden extraer 1350.4 pies (412.2
m) de tubera, antes de un descenso en 75 psi en presin hidrosttica, algunos reglamentos pueden exigir como
limite la cantidad de tiros que pueden ser extrados del pozo antes del llenado.
PROBLEMA3A
Cuantos pies de tubos de perforacin de 5 (127 mm) con un desplazamiento de 0.00709 bbls/pie (0.0037
m/m) y una capacidad de 0.01776 bbls/pie (0.00926 m/m) podrn ser extrados secos de un casing con
una capacidad de 0.056 bbls/pie (0.02921 m/m) y una densidad de fluido de 13.8 ppg (1498 kg/m) antes
que la presin de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?
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2-20
CAPTULO 2
PROBLEMA3BCuantos pies de tubing de produccin de 2 7/8 (73.03 mm) con un desplazamiento de 0.00224 bbls/pie
(0.00117 m/m) y una capacidad de 0.00578 bbls/pie (0.00302 m/m) podrn ser extrados secos de un
casing con una capacidad de 0.036 bbls/pie (0.0188 m/m) y una densidad de fluido de 14.3 ppg (1714
kg/m) antes que la presin de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?
Para calcular la cantidad de tubos llenos que pueden ser extrados del pozo antes de que ocurra una
reduccin de 75 psi (5.17 bar) en la presin hidrosttica:
Longitud Mxima = (Cada de presinpsi 0.052 Densidad del fluidoppg) (Capacidad del
Casingbbls/pie Desplaz. de tubosbbl/pie Capac. de tubosbbl/pie) (Desplaz.
de tubosbbl/pie + Capac. de tubosbbl/pie)
Longitud Mxima = (Cada de presinbar 0.0000981 Densidad del fluidokg/m) (Capacidad del
Casingm/m Desplaz. de tubos.m/m Capac. de tubosm/m) (Desplaz. de
tubosm/m + Capac. de tubosm/m)
EJEMPLO 4Cuantos pies de tubos de perforacin de 4 (114.3 mm) con un desplazamiento de 0.00597 bbls/pie
(0.00311 m/m) y una capacidad de 0.01422 bbls/pie (0.00742 m/m) podrn ser extrados llenos de un
casing de 9 5/8 (244.48 mm) que tiene un dimetro interno de 8.835 (224.41 mm) y una capacidad de
0.07583 bbls/pie (0.03955 m/m) y una densidad de fluido de 12.5 ppg (1498 kg/m) antes que la presin
de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?
Longitud Mxima = (Cada de presinpsi 0.052 Densidad del fluidoppg) (Capacidad del
Casingbbls/pie Desplaz. de tubosbbls/pie Capac. de tubosbbls/pie) (Desplaz. de
tubosbbls/pie + Capac. de tubosbbls/pie)
= (75 0.052 12.5) (0.07583 0.00597 0.01422) (0.00597 + 0.01422)
= 115.4 0.05564 0.02019
= 318.5 pie
Longitud Mxima = (Cada de presinbar 0.0000981 Densidad del fluidokg/m) (Capacidad del
Casingm/m Desplaz. de tubosm/m Capac. de tubosm/m) (Desplaz. de
tubosm/m + Capac. de tubosm/m)
= (5.17 0.0000981 1498) (0.03955 0.00311 0.00742) (0.00311 + 0.00742)
= 35.18 0.02902 0.01053
= 97.1 m
PROBLEMA4ACuantos pies de tubos de perforacin de 5 (127 mm) con un desplazamiento de 0.00709 bbls/pie (0.0037
m/m) y una capacidad de 0.01776 bbls/pie (0.00926 m/m) podrn ser extrados llenos de un casing con
una capacidad de 0.056 bbls/pie (0.02921 m/m) y una densidad de fluido de 13.8 ppg (1498 kg/m) antes
que la presin de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?
Las buenas
prcticas dictan
que un pozo de
be ser llenado
cada cinco tiros
de columna de
tubos (o un tiro
de portamechas)
que son sacados
del pozo
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PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS
PROBLEMA4BCuntos pies de tubing de produccin de 2 7/8 (73.03 mm) con un desplazamiento de 0.00224 bbls/pie
(0.00117 m/m) y una capacidad de 0.00578 bbls/pie (0.00302 m/m) podrn ser extrados llenos de un
casing con una capacidad de 0.036 bbls/pie (0.0188 m/m) y una densidad de fluido de 14.3 ppg (1714
kg/m) antes que la presin de fondo de pozo caiga en 75 psi (5.17 bar)?
La cuenta del llenado (volumen o emboladas)
debe ser acumulada en la maniobra de extraccin
para un control global del mismo. Si la cuenta
no se aproxima a las emboladas o barriles, es
posible que haya algn problema. Comnmente la
formacin toma o devuelve fluido al pozo durante
las maniobras. Esto no significa necesariamente una
prdida de circulacin o un influjo. Debe ser una
prctica comn el llevar los registros de la maniobra
en el equipo. Si hay filtracin de la formacin
o hay prdida de fluido, la comparacin con los
registros anteriores es la nica manera disponible
de predecir con exactitud los volmenes de llenado
del pozo. Llevar registros de las maniobras en
forma apropiada es informacin invalorable para
la prevencin de surgencias y para mostrar cunto
fluido se pierde en la formacin. Cuando se est
con la columna fuera del pozo, su nivel debe ser
monitoreado y mantenerlo lleno.
Si el pozo est tomando f luido y se permite que
el nivel descienda, la presin hidrosttica tambin
descender. En algunos casos (como en zonas con
presin subnormal), puede ser necesario mantener
el nivel esttico nivelado debajo de la superficie
para mantener la condicin de balance. El nivel
de fluido debe mantenerse en el pozo por trasvase
lento de tanques con medida y ser continuamente
controlado.
La importancia de mantener el pozo lleno no
puede ser ms enfatizada. En los pozos que
tienen gas superficial, una pequea cada en la
presin hidrosttica y /o presin de pistoneo,
pueden permitir que el pozo comience a fluir. En
profundidades superficiales, el gas puede alcanzar
el piso del equipo de perforacin antes de tener el
tiempo necesario para que el preventor se cierre.
Bajo estas condiciones, es de mxima importancia
el uso de las tcnicas adecuadas de llenado del
pozo.
Recuerde que el desplazamiento de los
portamechas es cinco a diez veces mayor que el
desplazamiento de los tubos de perforacin o el
tubing. No llenar el pozo por cada portamecha que
es extrado puede hacer caer el nivel del fluido lo
suficiente para que el pozo comience a fluir.
Registro de maniobras en el pozo; registros exactos deben ser elaborados en cadamaniobra.
En una maniobra
de retorno al
fondo, nunca
asuma que el
pozo est muerto
hasta no tener el
retorno del fondo
en la superficie.
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CAPTULO 22-22
En la mayora de los casos despus de la
maniobra de extraccin sin indicios de influjo, se
asume que todo esta correcto y que en la maniobra
no hubo problemas. Sin embargo, hay veces en quese descubre que hay surgencia antes de iniciar la
maniobra de bajada al pozo. En la maniobra de
bajada, nunca asuma que el pozo esta muerto hasta
que no est de regreso en el fondo y se haya circulado
de broca a superficie.
Toda vez que se mueve la tubera en el pozo,
se producen presiones de compresin o pistoneo.En la maniobra de bajada, predomina la presin de
compresin. A medida que la columna es bajada en
el pozo, el fluido delante de la columna debe salir
del camino de la herramienta movindose para arriba
alrededor de la columna. Si la columna es bajada
muy rpido sin permitir que este fluido delante del
tubo se desplace para arriba, se crea un efecto de
pistn con la columna, la cual presuriza el pozo
delante de ella.
Si esta presin es lo suficientemente alta, se
puede producir una prdida de circulacin, fractura
de la formacin o falla del casing, resultando en
una prdida de fluido con la consecuente prdida de
perdida de presin hidrosttica. Si la reduccin de la
presin hidrosttica llega a ser menor que la presin
de formacin, el pozo podr comenzar a fluir. Los
mismos factores que aumentan las posibilidades de
pistoneo aumentan los riesgos de generar presiones de
compresin. Estos son: espaciamiento, propiedades del
fluido y la velocidad de movimiento de la columna.
HERRAMIENTAS QUE SON BAJADASComo en el pistoneo, un factor crtico que afecta
a las presiones de compresin cuando se est bajando
al pozo es la cantidad de espacio entre lo que seest bajando y las paredes del pozo. Varios factores
componen y reducen el espaciamiento.
w Pozo abierto versus Casing.
w Embolamiento.
w Formaciones de sal o hidratables.
w Longitud del conjunto de fondo.
w Nmero de estabilizadores.
w Herramientas que estn siendo bajadas.
POZO ABIERTO VERSUS CASINGPresumiblemente el casing es un agujero
calibrado, pero el pozo abierto no lo es. Dependiendode la cantidad de secciones ensanchadas, el pozo
abierto puede tener un dimetro interno mayor queel del casing. Los perforadores tienen la costumbre
de maniobrar ms rpido en el casing y despacio
en pozo abierto, pensando que la mayora de losproblemas ocurren en pozo abierto. Lo razonado es
que el casing tiene un dimetro interno mayor queel pozo abierto, que no hay puentes o restricciones
por lo que la velocidad puede ser aumentada.
Vemoslo de esta manera. Supongamos quel casing es de 8.835 (224.41 mm) la broca de
8.5 (215.9 mm) y que el pozo est ensanchadohasta 10.5 (266.7 mm). Mientras se maniobra en e
casing el espacio entre la broca y los estabilizadores
con el casing es 0.1675 (4.25 mm). En el pozoabierto el espaciamiento es 1 (25.4 mm 0. Esto
significa que el espaciamiento en el pozo abierto es5.9 veces mayor que en el casing.
Si la velocidad de la maniobra aumenta, mientrasse use fluido de alta viscosidad y/o resistencia de
geles, la presin de compresin aumenta en forma
dramtica. Para minimizar problemas, realice lamaniobra a una velocidad sostenida. Recuerde que
esta velocidad sostenida vara con las diferentes
herramientas y condiciones del pozo.
EMBOLAMIENTOSi se ha detectado el embolamiento en la man
iobra de sacada, puede ser una complicacin enla maniobra de bajada. La tubera puede haberse
limpiado cuando era extrada. Sin embargo, cuandola broca, conjunto de fondo y la tubera entren
en contacto con el revoque y otros residuos en epozo abierto, puede ocurrir el embolamiento. Esto
reduce el espaciamiento y aumenta las presiones de
compresin.
FORMACIONES DE SALO HIDRATABLESCuando el conjunto de fondo es bajado en un
punto en el que el dimetro del pozo se ha reducido, se
pueden crear altas presiones de compresin. Esto causaprdida de fluido en las formaciones dbiles. Toda vez
que la columna es sacada del pozo y son notadaszonas de pozo estrecho, debe ser informado a
travs del registro del perforador. Adems estainformacin debe ser suministrada al representante
de la operadora, al jefe de Equipo y a los otros
perforadores. Atravesar los puntos ajustados puede hacerque el conjunto de fondo se embole y que aumenten las
presiones de compresin / pistoneo en ese punto.
El pozo perforado
puede tener un
ID mayor que el
casing debido al
ensanchamiento.
PRESIONES DE COMPRESIN
MANIOBRANDO PARA BAJAR
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PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS2-23
LONGITUD DELCONJUNTO DE FONDOComo las presiones de pistoneo, la compresin
se incrementa debido a la longitud del conjunto de
fondo. Cuanto ms largo el conjunto de fondo, ms
largo es el corredor estrecho por el cual el fluido
debe moverse para arriba. Esto aumenta la presin
debajo de la broca a un grado mayor que con un
conjunto de fondo ms corto.
NUMERO DE ESTABILIZADORESEl numero de estabilizadores complica el
espaciamiento. Cuando los estabilizadores, que se
pueden embolar, interrumpen el corredor estrecho
entre los portamechas y la pared del pozo, el
espaciamiento decrece dramticamente y la intensidad
de la presin de compresin / pistoneo aumenta.
ESPACIAMIENTOLa presin de compresin puede ser aumentada
por una serie de diferentes herramientas: Empaques,
brocas, herramientas de pesca de agarre externo,
o interno, o caos lavadores. Los perforadores
tienen la tendencia a olvidar que las presiones de
compresin o pistoneo tambin aumentan si hay
una vlvula de retencin o cualquier elemento que
origine contrapresin en la columna. Cuando se
baja la columna en el pozo, el f luido tiene tres rutas
de escape que puede tomar. El fluido puede ser
desplazado hacia arriba del pozo, moverse hacia la
formacin o pasar a travs de las boquillas de la
broca hacia arriba por el interior de la columna.Cuando se baja con una vlvula, esta ultima ruta ha
sido eliminada por lo que la presin de compresin
aumentar. Un agujero de alivio en la vlvula no
reduce la presin de compresin.
Se debe recordar: toda vez que se bajen en el
pozo herramientas que reducen el espaciamientodel pozo, se puede generar la compresin.
Cuando se ha sacado la columna del pozo, el
lodo en el pozo queda estacionario. La viscosificacin
del fluido se hace efectiva bajo condiciones estticasdebido a dos factores. La resistencia de geles y la
prdida de agua por filtrado. La resistencia de gelesse desarrolla en el lodo porque este posee cargas
elctricas diminutas en cada molcula.Estas cargas se atraen (cargas iguales se repelen
y cargas opuestas se atraen) resultando en la
floculacin. La floculacin es la viscosificacin porla atraccin de cargas de arcilla que se agregan
en partculas.
Cuando el lodo es agitado estas cargas pequeasse separan y el fluido fluye con ms facilidad.
Tambin en cuanto el lodo est en el pozo se
produce la prdida de agua por filtrado hacia laformacin. Esto deshidrata el lodo y lo hace
ms viscoso y difcil para fluir. Peridicamente
romper la condicin esttica o bombear por algunosminutos ayuda a disminuir la presin de compresin,
manteniendo el fluido encima de la broca enmejores condiciones de f lujo.
A medida que la columna baja, esta desplazaal fluido para arriba. Esto puede llevar a aumentar
las presiones de compresin / pistoneo, la cual
es semejante a crear una densidad equivalente delodo mayor (EMW) a diferentes velocidades. Esta
densidad equivalente mayor puede ser suficientepara generar que el fluido se pierda o que fracture
una formacin frgil y consecuentemente comenzar
una surgencia.
La prdida de agua por filtrado, puede tambinoriginar complicaciones posteriores. Si el lodose est deshidratando, su densidad efectiva est
aumentando. La cantidad de presin de compresinnecesaria para originar una prdida es menor cuando
la densidad efectiva del lodo aumenta. Adems,
como el lodo pierde parte de su fase lquida,deposita ms slidos en el pozo. Esto aumenta las
posibilidades de embolamiento cuando la columnaentra en contacto con las paredes del pozo.
El factor ms importante que afecta a laspresiones de compresin / pistoneo es la velocidad
de movimiento de la columna. Cuando se baja
la tubera uno de los signos ms obvios que estocurriendo compresin es que el fluido retorne por
dentro de la columna cuando se baja sin vlvula deretencin o de contrapresin. Se puede saber que
se est maniobrando muy rpido si el elevador est
varios pies (m) debajo de la unin.
El acero solo desplaza el fluido con rapidez.
Adems, desde un punto de vista de la seguridad,cuanto ms rpido se maniobre, mayor el riego de
tener un accidente o golpear a algien. Se ha probadoque hay una pequea diferencia de tiempo entre una
maniobra a velocidad sostenida y maniobrando muy
rpido cuando se comparan los tiempos incluyendo
las prdidas por daos en el equipo.
La velocidad en combinacin con la longitud
del conjunto de fondo, estabilizadores, vlvulas
de flotacin, empaques, propiedades del fluido y
dimetros de pozo pequeos aumentan las presiones
de compresin.
Cuando se bajan
conjuntos defondo muy largos,
las presiones de
pistoneo y
compresin
aumentan.
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
VELOCIDAD
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8/3/2019 WEll Control CAP 02
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2-24
CAPTULO 2
La cantidad de fluido desplazado depende delo que se est bajando en el pozo. Si est bajndosela misma columna en el pozo, los desplazamientos
deben ser los mismos a los del volumen que el pozotom en la maniobra de sacada. Si el conjunto defondo ha sido cambiado, o la columna cambi, losdesplazamientos variarn proporcionalmente. Si seusa una vlvula flotadora y la tubera no es llenada,que pasa con el desplazamiento?
Algunas compaas usan un tanque demaniobras cuando se saca, pero nada al bajar deretorno al fondo. Si se usa un tanque de maniobraalimentado por gravedad, se encuentra encima dela lnea de flujo por lo que no puede ser utilizadopara medir el desplazamiento en la maniobra deretorno. El instrumento indicador de flujo podrser usado en este caso.
Un exceso de fluido que est siendodesplazando durante varios tiros es un buenindicador de que estamos recibiendo algo que noproviene de la maniobra. Si el fluido desplazadono es el suficiente, entonces la velocidad podrser la causa de estar comprimiendo fluido contrala formacin. Surgencias han sido causadas porcompresiones que fracturan la formacin, bajandola presin hidrosttica y haciendo que otras zonascomiencen a fluir. Los registros de las maniobrasdeben ser mantenidos en el equipo para usarloscomo referencia en maniobras futuras. Losdesplazamientos deben ser calculados antes y
controlados durante la maniobra. Estos clculosson esencialmente los mismos de los que se hacepara llenar el pozo cuando se saca la columna.
Para calcular el desplazamiento (ganancia) cuando
se baja sin vlvula flotadora o de contrapresin:
Desplazamientobbls =
Desplaz. de tubosbbls/pie Longitud Extradapie
Desplazamientom =
Pipe Displacementm/m Length Pulledm
Con una vlvula flotadora o dispositivo de
contrapresin cerrado:
Desplazamientobbls = (Desplaz. de tubosbbls/pie
+ Capac. tubosbbls/pie) Longitud Extradapie
Desplazamientom= (Desplaz. de tubosm/m+ Capac. tubosm/m ) Longitud Extradam
Aunque el anlisis anterior usa tubos d
perforacin como ejemplo, cualquier elemento
movindose a travs del fluido en el pozo puede
causar presiones de compresin o pistoneo. Cables
de perfilaje, tubing, empaques, tubos, portamechas
cualquiera que se mueva con velocidad puede
producir dao. No importa en que parte del pozouno se encuentre (en el tope, en el fondo o en el
centro) esas fuerzas estn presentes y pueden causar
problemas. La buena prctica indica usar el sentido
comn en velocidad de las maniobras y operaciones
con cable. Recuerde que los trabajos que toman ms
tiempo son por lo general aquellos donde la rapidez
y hacer la maniobra son lo primero.
La prevencin de surgencias en las maniobras
de sacada es una cuestin seria. Los siguientes
tpicos pertenecen a una maniobra completa, desde
el inicio hasta el retorno al fondo del pozo.
No hace mucho tiempo, el siguiente
procedimiento era seguido a la hora de realizar una
maniobra. En operaciones en el mar, el representante
de la operadora y el jefe de equipo se fueron a
dormir, as mismo el personal de registro geolgico
y el ingeniero de lodos. En los equipos d
tierra, este personal simplemente deja la locacin.
Muchos supervisores piensan que son solo necesarios
durante las operaciones de perforacin y para las
reparaciones, como resultado, en muchos pozossuceden surgencias.
Ahora hay muchas compaas operadoras
contratistas que requieren que el representante (jefe
de equipo y/o el representante de la operadora)
est presente en el piso del equipo durante el
proceso completo de la maniobra. Otras compaas
requieren que la supervisin se mantenga durante
los primeros 15 tiros de tubos que se sacan, y cuando
el conjunto de fondo comienza a ser extrado por
la mesa rotaria hasta estar totalmente fuera del
pozo. Los requerimientos durante la bajada son
los mismos: Conjunto de fondo a travs del buje
de la mesa rotaria y 15 tiros antes de llegar al
fondo. Algunos operadores requieren un encargado
de turno, de tal manera que hay supervisin las
24 horas del da, sea cual fuere la operacin. Uno
nunca se debe sentir seguro. En los momentos
crticos dos cabezas piensan mejor que una.
Una seal obvia
de compresin es
el flujo de lodo enla unin superior
de la columna
mientras se baja
en el pozo.
DESPLAZAMIENTO INADECUADO
SUPERVISAR LA MANIOBRA
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8/3/2019 WEll Control CAP 02
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2-25
PRINCIPIOS BSICOS DE LAS SURGENCIAS
El registro de la maniobra es una parte crtica
pero que es descuidada. Proporciona los medios
para medir la cantidad de fluido que se necesita
para llenar el pozo debido a la extraccin del volumen de acero (tubera). Los registros de las
maniobras tambin proporcionan el sistema de
control del pozo en la maniobra de extraccin
(ganancia o prdida de volumen) y el control
de la cantidad de fluido desplazado del pozo en
la maniobra de bajada. Todos los fluidos deben
ser medidos. Hay dos maneras de medir estos
volmenes; a travs del tanque de maniobras y por
las emboladas de la bomba.
El tanque de maniobras es el mtodo ms
seguro y exacto para medir la cantidad de f luido que
un pozo puede estar tomando. Aunque tengamos
la tendencia a medir el nmero de barriles cada
5 tiros, deberamos dividir la maniobra en etapas
antes de empezar a sacar los portamechas a travs
de la mesa rotaria. Se debe llevar el clculo del
volumen terico para llenar en cada etapa, as como
el volumen terico acumulado en cada etapa y
comparado contra el volumen acumulado real.
El encargado del control del tanque de
maniobras a menudo redondea el volumen que elpozo tom para llenarlo. Si no se hacen las medidas
exactas podr entrar un influjo en el pozo sin ser
notado. Por tanto, adems del registro del volumen
cada cinco tiros, el registro de la maniobra completa
debe ser llevado.
Estos registros pueden ser verificados contra las
lecturas en el tanque de maniobras o el medidor
de flujo de la lnea de salida. Luego pueden ser
corroborados con el totalizador de volumen de los
tanques (PVT). Si el pozo toma menos volumen
para llenar, se debe parar la maniobra y verificar si
hay flujo, en caso positivo cerrar el pozo y verificarpresiones. Si la presin aumenta, pero no hay flujo
cuando se abre el estrangulador, se debe decidir
retornar al fondo.
Muchos equipos de perforacin no tienen
tanque de maniobras; usan las emboladas de la
bomba para llenar el pozo. Aunque son tan exactascomo el tanque de maniobras, el nmero de
emboladas para llenar (ms las emboladas para tener
flujo por la lnea de retorno y registrar contra elsensor de flujo de la lnea), se puede establecer
una tendencia. Una vez que esta haya sidoestablecida, cualquier desviacin mayor del promedio
de emboladas debera alertar al perforador quepuede existir algn problema en el pozo. Como
en el ejemplo con el tanque de maniobras, puede
establecerse una tabla usando las emboladas tericas(contra volumen) y verificar contra las emboladas
reales. El volumen debe ser verificado dos vecesusando el sensor de la lnea de flujo y el registro
totalizador de volumen en Tanques (PVT).
Hay el concepto errneo que el margen de
maniobra y el colchn pesado son lo mismo.
Sin embargo, hay una diferencia importante entre
ambos.
Registro de viaje al sacar tubera
Como todos los
pozos actan de
diferente forma, es
una buena
prctica
comparar losdatos de un
registro de
maniobra con los
registros
anteriores.
REGISTROS DE LAS MANIOBRAS
TANQUE DE MANIOBRAS
EMBOLADAS DE LA BOMBA
MARGEN DE MANIOBRA
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8/3/2019 WEll Control CAP 02
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CAPTULO 22-26
EJEMPLO DELCALCULO DELMARGEN DE MANIOBRAProfundidad vertical verdadera (TVD) 8,649 (2633.47 m) densidad del fluido 9.1 ppg (1090 kg/m),
presin de formacin 4,050 psi (279.25 bar). El margen de sobrebalance actual es 38 psi (2.62 bar). Con
la finalidad de tener un margen de maniobra de 75 psi (5.17 bar), antes de la maniobra un lodo con
densidad mayor debe ser circulado totalmente en el anular. Esto puede calcularse por:
Margen de Maniobrappg= (Margen necesariopsi Margen presentepsi) 0.052 Profundidadpie TVD= (75 38) 0.052 8,640
= 0.08 ppg
Margen de Maniobrakg/m= (Margen necesariobar Margen presentebar) 0.0000981 Profundidadm, TVD
= (5.17 2.62) 0.0000981 2633.47
= 9.87 kg/m
En este ejemplo, antes de la maniobra, se necesit aumentar el peso del fluido a 9.2 ppg (1102
kg/m). Este margen adicional dar un incremento de 83 psi (5.72 bar) en la presin hidrosttica en
el fondo. En algunas reas geogrficas, los mrgenes de maniobra pueden no ser necesarios debido
a la baja permeabilidad de las formaciones. En otras reas, son necesariao. Se debe tener cuidado
al seleccionar el margen de maniobra.
El colchn pesado no aumentara la presin de
fondo antes de la maniobra. La presin hidrosttica
tendr un aumento mnimo solo cuando el colchn
salga de la columna.
El margen de maniobra es un aumento de la
presin hidrosttica del lodo que compensa la reduccin
de la presin en el fondo debido al cese de la prdidade carga al detener la circulacin y/o al efecto del
pistoneo al sacar la columna. Esta reduccin tambin
es influenciada por la viscosidad del fluido y por su
resistencia a geles.
Toda vez que el nivel de fluido en el pozo cae
tambin cae la presin hidrosttica. Si la presin
hidrostt
