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CAPÍTULO
8
Pocas operaciones
de control de pozos son
perfectas a la manera de
un libro de texto. Es vital
que Ud. se familiarice con las
complicaciones para
prepararse a enfrentarlas.
COMPLICACIONES
8-1
uando ocurren complicaciones durante cualquier actividad, la experiencia y el sentido común usualmente resolverán
el problema. Una vez que el problema ha sido identificado, se pueden tratar varias soluciones hasta que se lo resuelva. Es imperativo el llevar buenos apuntes de antecedentes. Sin registros de las tendencias que se desarrollan o sin la secuencia de los eventos, muchas complicaciones no pueden ser resueltas fácilmente.
Las presiones de cierre no son normalmente consideradas como una complicación. Sin embar-go, complicaciones pueden ocurrir si las presiones de cierre son demasiado altas o demasiado bajas. Los valores de presión estabilizados son esenciales para minimizar los problemas potenciales durante las actividades de control de pozo.
PRESIONES DE CIERRE
C
8-2CAPÍTULO 8
La presión DP/ La presión de cierre de la tubería tiene que ser determinada por el BVP en la sarta. Si el BVP se mantiene, la presión DP/ La presión de la tubería es cero.
0
HP
Presión de Formación
Una vez que un pozo está cerrado, anote el tiempo de los amagos de reventón y registre la presión a cada minuto hasta que empiecen a estabilizarse. Factores tales como las características de formación, presión, profundidad, tipo de fluido y tipo de intromisión todos afectan el tiempo que le toma al hoyo para lograr un equilibrio y que las presiones se estabilicen. Es por esta razón que es imposible predecir un marco de tiempo dado, hasta que las presiones se estabilicen.
A partir de las presiones registradas, se calcula el peso del fluido de cierre. También, la presión anular se mantiene constante mientras que se hace que la bomba llegue a funcionar para controlar el pozo. Si las presiones registradas son demasiado altas un fluido de control de pozo puede ser mezclado, y mientras se pone a la bomba en línea, se puede mantener presión excesiva. Estas complicaciones podrían resultar en problemas de perdidas de circulación. Si las presiones registradas son demasiado bajas, el fluido de control de pozo puede no estar adecuadamente pesado y presiones de circulación insuficientes pueden ser mantenidas, permitiendo así un intromisión adicional.
Como se mencionó anteriormente, se asume que las presiones de cierre son correctas. Si los procedimientos apropiados de cierre son utilizados y si el registro comienza inmediatamente,
la determinación de las presiones correctas es usualmente una tarea fácil. Sin embargo, si se piensa que las presiones de cierre son demasiado altas, una pequeña cantidad de presión debería ser evacuada del estrangulador, y los cambios correspondientes deben ser controlados de cerca. Se debe recordar que si las presiones originales fueran correctas, un ingreso adicional podría ingresar al pozo, dando como resultado una presión de tubería de revestimiento ligeramente más alta.
La presión de cierre en la tubería de perforación es generalmente más baja que la de cierre de tubería de revestimiento, porque la densidad del amago de reventón es usualmente mucho más baja que la del fluido que se está utilizando. Si el amago es liquido, y tiene una densidad mayor a la del fluido en uso, el SIDPP será mayor que el SICP. Esto es común en algunas operaciones de reacondicionamiento. Otras causas incluyen la presión atrapada en la bomba, bloqueos, gels de rápido asentamiento y gas ingresando a la sarta. Si el fluido en la sarta no es uniforme, como se da en el caso de gas migrando hacia él, el SIDPP no será correcta. A través de la circulación lenta utilizando el Método del Perforador y bombeando varios barriles o m3 para asegurar que la sarta sea desplazado con buen fluido, el pozo puede ser cerrado nuevamente y así el SIDPP sería establecido.
Flotador (BVP)
Profundidad del pozo
Permeabilidad de la formación
Geometría del pozo
Tipo de amagode reventón
Migración del amago de reventón
Presiones atrapadas
Tipo de fluido
Fuerza de gel
Solubilidad
Un BVP en la sarta causará que la presión del cierre inicial sea cero o no confiable. Varias variables afectan la presión de cierre
No es posible predecir un marco
de tiempo para que las presiones
de cierre se estabilicen.
8-3COMPLICACIONES
La flotadoras o BPVs se agregan a la sarta para trabajos con presión, en perforación dirigida, o al utilizar herramientas de MWD (medición durante la perforación) a fin de evitar el efecto de tubo ¨U¨ entre el anular y la tubería de perforación. En algunas zonas por políticas o costumbres, se utilizan flotadores de retención en diferentes intervalos del pozo. La flotadora produce el efecto de que la lectura de presión de cierre en el interior de la sarta (SIDPP) sea cero o de algún valor intermedio no confiable.
Para obtener presiones de cierre en el interior de la sarta (SIDPP) correctas, se debe presurizar el sondeo hasta que se abra la válvula flotadora. Hay varios modos de hacer esto, que dependen del sistema de accionamiento de la bomba.w Presurizar la tubería de perforación en forma
escalonada con pequeños incrementos de presión, arrancando y parando la bomba. La presión en la sarta se incrementará en cada una de estos golpes o incrementos de presión. Si se pierde algo de presión al detener la bomba en alguna de esas etapas, el valor que quede estabilizado, se considerará el valor de SIDPP.
w Presurizar lentamente la sarta. Lo mejor es usar una bomba de tipo presión alta / volumen bajo, similar a una bomba de cementación. Controlar de cerca la aguja indicadora de presión en el manómetro. Una pequeña baja o salto de presión hacia atrás, puede notarse cuando el BVP se abre. Este punto será el valor del SIDPP. La presión dentro de la sarta se iguala con la presión del anular.
w Otro método es, si la presione a velocidad de control de pozo, fueron registradas recientemente y son confiables, es abrir el estrangulador, llevar la bomba hasta la velocidad deseada, y luego ajustar la presión de la tubería de revestimiento nuevamente hacia el valor que tenía antes de iniciar la bomba. Cuando la presión de la tubería de perforación se estabiliza, substraiga el valor del velocidad de control de pozo de ella. Este es el SIDPP. Cuando utilice esta técnica, utilice la velocidad más lenta para evitar la adición de fricción circulante adicional, lo que resulta en un valor de SIDPP más elevado de lo que debería.
SIDPP = Presión de circulación - Presión a Velocidad de
control de pozo
Presión Tubería De Revestimiento
Presión de Tubería
Presión Tubería De Revestimiento
Presión de Tubería
Presión Tubería De Revestimiento
Presión de Tubería
Presión Tubería De Revestimiento
Presión de Tubería
Presión Tubería De Revestimiento
Presión de Tubería
Cuando las presiones se estabilicen, ajuste la bomba a la presión en la sarta
Lentamente mueva la bomba a la presión de la sarta en incrementos determinados. Pare después de cada incremento
Si la presión se mantiene, añada otro incremento de presión
Nuevamente, si la presión se mantiene, añada otro incremento de presión
Cuando la presión muestre una caída, la lectura a la que cae es el valor de la Presión de Cierre en el tubería de perforación o tubería.
Existen varios métodos para determinar el valor actual de Cierre Tubería de perforación / Presión de tubería con un BVP en la sarta.
FLOTADOR, VALVULA DE CIERRE (BPV) EN LA SARTA
8-4CAPÍTULO 8
w Si la bomba puede ser operada a tan bajas rpm como se desee o si pueden utilizarse bombas de cementación, se debe bombear el equivalente a un barril y medio (250 litros aproximadamente) y luego detener la bomba; verificar la presión en el casing. Repetir la operación hasta que se abra la válvula flotadora y se note un incremento de presión en el casing. Restar el incremento registrado de la presión en el casing, al valor de presión en la tubería de perforación. Repetir estos pasos y luego purgar la presión de casing hasta alcanzar su valor original. Las presiones deben coincidir dentro de los 100 psi (6.9 bar).
Si la presión de tubería de revestimiento llega a un punto donde podría exceder la presión de reventón, el apagar o disminuir la velocidad de las bombas podría ser requerido. Si la presión de cierre continúa aumentando, tome una acción inmediata. Purgar la presión puede no ser suficiente y puede estar tentando al desastre. Analice la situación utilizando toda la información disponible. Llegue a una conclusión basándose en hechos, y no en suposiciones mal fundamentadas, luego tome la acción adecuada. Si la circulación se está perdiendo, la situación puede requerir del uso de material de
pérdida de circulación. ¿Existe una nueva zona que haya sido perforada o penetrada que pudiera tener presión alta más allá de lo normal? ¿Es posible que arenas superficiales hayan sido cargadas anteriormente en la vida del pozo y que ahora estén saliendo a través de una tubería de revestimiento corroída o dañada? Analice y elimine las suposiciones falsas. No elimine o ignore lo poco usual. No dude en pedir ayuda. Bombear el fluido pesado, apagando y purgando, y luego bombeando nuevamente puede ser la solución.
La presión tubería de revestimiento máxima puede basarse en la presión requerida para romper la formación, reventar la tubería de revestimiento o BOP limitaciones de presión de columna. Si la máxima presión permitida es anunciada en la torre, la razón para su limitación también debería ser anunciada. De manera General:
w La máxima presión de superficie permitida puede depender del límite de reventón de la tubería de revestimiento
w La máxima presión de superficie permitida puede depender de la clasificación del conjunto de BOP instalado.
w Si la pérdida de circulación no es una válvula de seguridad durante un amago o surgencia (como en el caso de bajar casing estructural o de poca profundidad) el operador debe brindar una alternativa. Esta, puede ser el ahogo del pozo mediante procedimientos de circulación y densificación, manteniendo únicamente la presión máxima que soporte el casing.
30 SPM
Tubería de �perforación
PSI
Tubería de �revestimiento
PSI
30 SPM
Plugged
Tubería de �perforación
PSI
Tubería de �revestimiento
PSI
Antes y después de un bloqueo parcial en la sarta. Si la velocidad
de la bomba y la presión en la tubería de
revestimiento no cambian, el BHP
permanece constante.
La Pérdida de Circulación es a
menudo la válvula de seguridad para presiones altas en
un pozo. PRESION EN TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EXCESIVA
8-5COMPLICACIONES
Una velocidad de circulación reducida a presión de control de pozo, es esencial en la mayoría de los métodos de control de pozos. En muchas actividades no relacionadas con la perforación, la presión a velocidad de control de pozo no es tomada. En la perforación, las propiedades del lodo de perforación, componentes de la sarta, o profundidad, pueden cambiar lo suficiente para hacer que la presión de velocidad de control de pozo no sea confiable.
Para encontrar o desarrollar una nueva presión a velocidad de control de pozo:1. Abra el estrangulador ligeramente antes de
poner en funcionamiento la bomba2. A medida que la bomba alcanza el velocidad de
control de pozo deseado, mantenga la presión de tubería de revestimiento constante en el valor de cierre.
3. Cuando la bomba esté en el velocidad de control de pozo deseado y cuando la presión del casing sea ajustada a la misma presión que la del cierre, registre la presión de circulación.
4. Bajo estas condiciones particulares, ésta presión de circulación será la presión de circulación inicial (ICP)
5. Para hallar la presión a velocidad reducida de control de pozo (KRP):
KRP = ICP - SIDPP (o más simplemente cualquier valor por encima del valor de SIDPP debe ser la presión de la bomba)
Para demostrar: Un pozo fue cierre y la presión fue determinada (SIDPP = 300 psi [20.68 bar], SICP = 800 psi [55.16 bar]). la bomba es puesta en línea, y la presión de la tubería de revestimiento es ajustada nuevamente a 800 psi (55.16 bar). La presión del tubería de perforación es estabilizada en 900 psi (62.05 bar), es decir que:
KRP = ICP - SIDPP = 900 -300 = 600 psi.
KRP = ICP - SIDPP = 62.05 - 20.68 = 41.37 bar.
Al utilizar esta técnica, asegúrese de circular lo suficiente para romper la fuerza de gel inicial del fluido. La nueva presión de circulación estará más cerca del valor real después de que el fluido haya sido circulado para romper parte de la fuerza de gel original.
La velocidad y el caudal de la bomba son importantes. Si la bomba falla o si no esta operando de manera correcta durante el control del pozo, cambie a otra bomba utilizando los siguientes pasos.1. Disminuya el poder de la bomba y párela
mientras mantiene la presión de la tubería de revestimiento constante.
2. Cierre el pozo.3. Haga el cambio a la bomba alternativa y llévela
a la velocidad de control de pozo deseado manteniendo constante, con la ayuda del choke, la presión del segundo cierre en el casing.
4. Cuando la segunda bomba esté a la velocidad de control de pozo deseada, y la presión de la tubería de revestimiento sea la misma que la del segundo cierre, registre el presión de circulación.
5. Éste, será el nuevo valor de presión de circulación. La presión puede ser más alta o más baja que la primera presión de la bomba, debido a la eficiencia o a diferencias de salida. Dependiendo de la etapa de control que se encuentre la operación del pozo, la presión de circulación puede ser equivalente a la inicial, a la final o alguna presión intermedia.
Presión de Tubería Presión Tubería De Revestimiento
Presión de Tubería Presión Tubería De Revestimiento
Mantenga la presión de la tubería de revestimiento (SICP), mientras pone la bomba en marcha.
Bombee a la velocidad de control de pozo, presión de la tubería de revestimiento está bien.
Presiones a velocidad de control de pozo precisas son necesarias si un amago de reventón debe ser evacuado de manera segura.
LA PRESION A VELOCIDAD DE CONTROL DE POZO NO ESTA DISPONIBLE O NO ES CONFIABLE
FALLA DE LA BOMBA / CAMBIO DE BOMBAS
8-6CAPÍTULO 8
En el evento de una falla inesperada de la bomba, el pozo debería ser cerrado y se deberían implementar técnicas volumétricas hasta que la bomba pueda ser reparada u otra pueda ser puesta en línea.
Un bloqueo como ser una boquilla tapada se evidencia por un incremento abrupto en la presión de circulación. El operador de estrangulador no debe reaccionar exageradamente abriendo el estrangulador para regresar la presión de circulación a su valor anterior. Esto permitiría un ingreso de fluido de formación adicional, hacia el pozo. En su lugar, y siempre y cuando un problema parcial de obstrucción no exceda la presión máxima de la bomba, observe la presión de tubería de revestimiento e inmediatamente verifique que la velocidad de la bomba no haya cambiado. Si la presión de tubería de revestimiento no aumenta, o si permanece aproximadamente en su mismo valor, se trata de una advertencia que indicaría que un bloqueo parcial existe, por lo que esta presión de bombeo, debería ser registrada como la nueva presión de circulación.
Si la presión de la bomba es demasiado alta, o si no existe certeza de cual debería ser el nuevo valor de la presión de circulación, pare de bombear y cierre el pozo, entonces restablezca las presiones de cierre correctas. Para determinar la nueva presión de circulación, ponga la bomba en línea mientras mantiene la presión de la tubería de revestimiento constante. Con la bomba a la velocidad deseada, la presión de circulación en la tubería de perforación representará una presión de circulación correcta en el estado presente de la operación de control de pozo. Si esto ocurre mientras se está circulando fluido de control de pozo a través de la sarta, una nueva presión de circulación y golpes vs. tabla de presión debe ser calculada.
Un problema de bloqueo total en la sarta, causaría un repentino incremento en la presión de la bomba y la presión de la tubería de revestimiento empezaría a disminuir. El valor de la presión de la tubería de revestimiento debe ser ajustada inmediatamente a su valor apropiado.
Kic
k
Kic
k
Mantener la BHP >FP,
apropiadamente
Pinchadura severa en
la sarta
Posición del Amago de reventón
Nuevas presiones de cierre, pueden indicar la posición del influjo adicional.
Presión Tubería De Revestimiento
Presión de Tubería
Presión Tubería De Revestimiento
Presión de Tubería
Presión Tubería De Revestimiento
Presión de Tubería
Si la bomba se torna demasiado errática. . .
Cierre el pozo manteniendo la presión de la tubería de revestimiento.
Cambie la bomba por la otra y llévela a la velocidad deseada, manteniendo la presión tubería de revestimiento constante. La presión que resulte en la tubería de perforación es la nueva presión de circulación.
Un incremento abrupto en la
presión de circulación puede
indicar un bloqueo en la
sarta de perforación.
BLOQUEOS EN LA SARTA
8-7COMPLICACIONES
En el pasado, algunas recomendaciones para limpiar un bloqueo completo o para restablecer la circulación, han incluido:
w Con una acción de oleaje del bloqueo, aumentando y disminuyendo rápidamente la velocidad de la bomba
w Perforar la sarta sobre el bloqueo
w Utilizar un disparo de sarta o coloque cargas en las cercanías del bloqueo
Las lavaduras o pinchaduras que se desarrollan durante las actividades de control del pozo son poco frecuentes. También puede ser difícil de detectar un pequeño hoyo en desarrollo en la sarta mientras se circula, un medio de advertencia sería si se registran incrementos de densidad de fluido de salida del pozo antes de lo planeado o tal vez como una respuesta más rápida para el tránsito de cambios de presiones en el estrangulador. Si la sarta permanece estática (sin movimientos de tubería) es poco probable que un hoyo se desarrolle a presiones más bajas que la de circulación. Sin embargo, el hoyo puede agrandarse o la sarta fallar por la fatiga creada por el movimiento de la tubería y / o por la rotación.
Generalmente un hoyo en la sarta causará una disminución en la presión de circulación. Durante condiciones de control de pozo el operador del estrangulador responderá de manera típica ajustando el estrangulador para compensar por la disminución de presión, creando una presión más alta de la requerida en el espacio anular. Esto puede llevar a mayores complicaciones. Las posibilidades
de detectar un orificio en la sarta es grande y repentina, de igual manera, bajo circunstancias normales, si se sospecha de una lavadura, un marcador (pintura, tinte, etc.) es bombeado y al regresar y de haber sido controlado. A partir de golpes o volúmenes bombeados cuando el marcador aparece, se puede estimar su ubicación. Se debe tener cuidado si es que se utilizan ciertos aditivos o simplemente cal suave para detectar la pinchadura. Bajo velocidades bajas de circulación, éstos podrían obstruir los jet.
La posición o la profundidad de la pinchadura puede dictar las acciones a seguir. Se deben tomar acciones para prevenir una lavadura o pinchadura. En una actividad de control de pozo, mantener la presión del fondo del hoyo es de vital importancia. El mantener la presión de circulación de acuerdo a los planes puede incrementar o disminuir la presión en el espacio anular, dependiendo de la ubicación de la pinchadura y de su gravedad. Tal vez el mejor curso de acción inmediata es cerrar el pozo y controlar su presión. Si las presiones de cierre (en la sarta y el estrangulador) son esencialmente las mismas, la pinchadura estaría por sobre el brote o amago de reventón. Cuando la presión de cierre en la sarta es más baja que la presión en el estrangulador, el derrumbe está por debajo del brote o amago de reventón.
La circulación para el control del pozo es una decisión personal. Si la pinchadura está debajo del brote o amago, se puede hacer un intento para circular y controlar el pozo. Puesto que la presión de circulación con una pinchadura en la sarta no es conocida, los procedimientos en la sección titulada “Presión de Velocidad de control de pozo no disponible o no Confiable” deben ser seguidas para establecer una presión de bomba confiable. Aún así, el pozo debe ser cerrado de manera periódica y nuevas presiones de bomba deben ser
Pequeñas pinchaduras pueden agrandarse y transformarse en grandes problemas si la circulación continúa.
Un orificio en la sarta usualmente causa una disminución en la presión de circulación.
HUECO EN LA SARTA
8-8CAPÍTULO 8
establecidas si la pinchadura empeora, caso contrario se debe validar la presión de bomba existente. Tratar de establecer y mantener una nueva presión de bomba cuando la pinchadura se encuentre por encima del influjo o amago, no tomará en cuenta la expansión del gas y puede permitir que la presión del fondo del hoyo disminuya.
Utilice técnicas volumétricas si existen sospechas de que el bombeo puede crear complicaciones. Otras acciones posibles son sacar la sarta y reemplazar el componente dañado, bombear una píldora o bache hacia abajo a través de la sarta para aislar la lavadura o pinchadura, o utilizar tubería contínua, martinete o unidad de tubería de pequeño diámetro para insertarla dentro de la tubería dañada.
Cuando el fluido corta o erosiona áreas con sello o secciones tubulares corroídas, una pinchadura o lavadura puede ocurrir. Una pinchadura en la tubería puede ser evidenciada como una disminución gradual en la presión de bombeo. Las pinchaduras son progresivas y pueden causar la falla o el corte de la sarta. Durante una operación de control de pozo, una pinchadura puede ser evidenciada si el fluido de control de pozo es detectado en la línea del estrangulador (retorno) antes de lo calculado.
A veces, en pozos corrosivos, donde se utilizó un tratamiento químico inadecuado o donde no se utilizó ningún tratamiento químico, los tubulares se deterioran al punto del corte total. Entonces la tubería debe ser lavada en el punto de pesca y luego los tubulares deben ser pescados para sacarlos fuera del hoyo. Este puede ser un trabajo largo y frustrante si solamente se pueden recobrar pequeñas secciones con cada viaje al hoyo. Cuando existe un punto de comunicación entre la tubería y el espacio anular, puede ser difícil de controlar el pozo sin colocar presión excesiva en la tubería de revestimiento. Se debe tener cuidado en no asumir que el fluido de control de pozo ha sido desplazado a la profundidad total de la sarta y circulado a través del pozo.
A pesar de que este es un problema poco frecuente, es posible que un manómetro tenga problemas en su funcionamiento o que falle durante cualquier operación de control de pozo. La mayoría de las unidades contienen varios manómetros de presión que pueden ser utilizados para leer las presiones de cierre y de circulación. Adicionalmente al conjunto de manómetros primarios que serán utilizados, es recomendable identificar y registrar los valores de presión de todos aquellos que puedan ser utilizados durante una operación de control de pozo.
Circulación es Restringida
Poco / Ningún Flujo
Flujo Completo
Flujo Completo
Flujo Completo
Circulación No Restringida
Bloqueo
Si el orificio del estrangulador se obstruye, el flujo
disminuye y la presión aumenta.
Es una buena práctica el registrar las
presiones de todos los
manómetros que puedan ser
utilizados durante una operación de control de pozos.
FALLA DE LA PRESION DEL MANÓMETRO
LA TUBERÍA ESTÁ DEMASIADO CORR-OÍDA PARA EXTRAERLA DEL POZO
8-9COMPLICACIONES
Recuerde que pueden existir variaciones en las lecturas de presión de un manómetro a otro. También, tenga presente que si un manómetro primario llegase a fallar, el manómetro alternativo puede ser localizado en forma remota. Esto también requerirá de una red de comunicaciones para hacer llegar lecturas de presión y para efectuar los ajustes que deben ser hechos en el estrangulador y en la bomba para así continuar con el control exitoso de la operación. Si las comunicaciones electrónicas no están disponibles o no están funcionando adecuadamente, entonces señales manuales o mensajeros pueden ser requeridos.
Rutas de flujo alternativas son usualmente previstas por el estrangulador / manifold de control en el evento de un bloqueo o en pinchaduras o lavaduras. Esto puede requerir que el flujo tenga que ser re - dirigido a través de un estrangulador diferente. El sentido común y la observación de la secuencia es vital para resolver estos problemas.
El manómetro de presión en el manifold de control proporciona una buena indicación de si el problema se encuentra corriente arriba o corriente abajo de este manómetro. Por ejemplo, si la presión del estrangulador purga rápidamente, aún con el operador del estrangulador tratando de mantener la presión correcta, el problema de bloqueo se encuentra corriente arriba del sensor de presión. O, si la presión empieza a aumentar y no responde a los ajustes del estrangulador, el bloqueo puede encontrarse corriente abajo del estrangulador. Una vez que el problema ha sido identificado un curso de flujo alterno puede ser elegido.
Si el separador de gas se bloquea, puede que sea necesario redirigir el flujo a la línea de flujo para circundar la línea al separador de gas hasta que pueda ser desbloqueada. Se debe tener cuidado, pues el flujo puede ser inflamable. Se debe considerar cerrar el pozo hasta que las reparaciones necesarias hayan sido realizadas.
En caso de que el espacio anular se bloquee totalmente o colapse la sarta durante las operaciones de control del pozo, la presión de la bomba de
circulación empezará a aumentar mientras que la presión del estrangulador diminuirá. Si el bombeo continua, las presiones por debajo del bloqueo presurizarán el hoyo, por lo tanto incrementarán los riesgos de fracturar la formación. La bomba debe ser apagada y el estrangulador cerrado.
Existen varias soluciones posibles para este problema. Pero el control del pozo debe ser la preocupación principal. Puede ser posible cortar la tubería encima de la zona colapsada o empaquetada , controlando el pozo hasta ese punto con fluido más pesado. A pesar de no estar controlado, el pozo puede permanecer estático, permitiendo otras actividades de pesca o limpieza hasta que la circulación total sea posible.
BOMBA
Pinchaduras en el pozo y bloqueo de la circulación desde el fondo del pozo
Los manifolds de control de brotes, bien diseñados incluyen rutas alternativas de flujo, anticipando así las complic-aciones.
ESPACIO ANULARBLOQUEO / COLAPSO
ESTRANGULADOR/MANIFOLD DE CONTROL Y PROBLEMAS CORRIENTE ABAJO
8-10CAPÍTULO 8
Las pérdidas pueden ser atribuidas a causas ajenas a la circulación en el pozo. Grandes cantidades de fluido pueden ser expulsadas de equipos de control de sólidos que no estén funcionando apropiadamente. Si por ejemplo un tamiz vibratorio (Una zaranda o temblorina), una malla esta rota, los recortes y los fluidos serán perdidos. Otros equipos de control de sólidos como ser limpiadores de lodo de perforación, centrifugas y desarenadores pueden expulsar volúmenes significativos. Proporciones altas de penetración y profundización, especialmente en hoyo de grandes diámetros, pueden resultar en una disminución del volumen en las piletas que puede ser interpretada como una pérdida. Adicionalmente el vaciado de una trampa de arena (pileta decantadora) o añadir fluido al sistema de circulación activo sin notificar al perforador puede ser interpretado como una ganancia o una pérdida de circulación.
La tubería de revestimiento es la defensa principal contra la migración de fluidos no deseada de una zona a otra. La tubería de revestimiento protege a la formación de presiones desde el pozo y al pozo de la presión de formación. Esto permite que se pueda perforar a mayor profundidad con pesos mas altos de lodo de perforación. Proporciona apoyo a las paredes del pozo y previene la contaminación proveniente de otras zonas. El tubería de revestimiento también sirve como una barrera para proteger las
A pesar de que no siempre son considerados como una complicación, una o dos observaciones sobre cambios en el nivel de fluidos en las piletas son apropiadas. Un cambio en el nivel de las piletas es a menudo uno de las primeras evidencias en la detección del amago de reventón o perdida de circulación. Puede ser cierto que en algunas operaciones, ganancias y pérdidas sean normales. Sin embargo, los cambios de nivel en las piletas deben ser reportados y tratados como un posible signo de advertencia hasta que se compruebe lo contrario. El Perforador debe ser notificado antes de que el lodero o químico realice una adición, un vaciado o una transferencias de fluidos; los cambios deben ser registrados en los cuadros de PVT y hojas de registro.
El tamaño del amago de reventón puede ser el valor estimado menos confiable utilizado en situaciones de control de pozos, pero es importante que sean reportados con tanta precisión como sea posible. Muchos cálculos como son los de estimación de la densidad de amago de reventón, proyecciones del máximo volumen a desplazar y la presión máxima anticipada de superficie dependen de lecturas precisas. Drenaje de las líneas de flujo y de control de sólidos (están fuera de servicio) no deben incluirse en el tamaño del amago de reventón reportado. Si los volúmenes de drenaje son determinados y anunciados, las ganancias y pérdidas registradas en las piletas serán más fáciles de reportar con precisión.
Drenaje Cuando La Tubería Esta Cerrada
Fosos O Piletas De Lodo
Casco Del Desviador O Niple De Campana
La Caja De La
Formación Gelatinosa Tamiz Vibratorio De
Alto RendimientoDesgasificador Desarenador
Eliminador De Sólidos �Finos/Limpiador De Lodo De Perforación.
Centrífugas
ShakerPrimarios
El tamaño del amago de
reventón puede ser el valor
estimado menos confiable utilizado en situaciones de control de pozos.
CAMBIOS EN LOS CAJONESO PILETAS DE LODO
DAÑOS Y FALLA EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
8-11COMPLICACIONES
zonas de formaciones acuíferas. La presión entre tubería de revestimiento y sartas es una indicación de una falla y su causa debe ser determinada.
El deterioro del tubería de revestimiento es algo muy serio. Una temperatura en la tubería de revestimiento por sobre los 250ºF (121ºC) empezará a afectar el rendimiento de esa tubería de revestimiento en un 10%. Un factor de seguridad en el acero vs. temperatura debe ser utilizado durante el diseño de la tubería de revestimiento. En algunos pozos las tuberías de revestimiento están expuestas a fluidos corrosivos de la formación. Daños y fatigas, pueden ocurrir debido a la extensa rotación y uso de herramientas dentro de la tubería. Fugas pueden iniciarse en las juntas que no fueron apropiadamente conectadas, engrasadas para enroscar o enroscadas. La tubería de revestimiento puede colapsarse, o un movimiento de formación puede romperla.
Bajo condiciones de control de pozo, fallas en la tubería de revestimiento puede ser difícil de identificar porque los síntomas son similares a los de una pérdida de circulación. Las soluciones detalladas bajo pérdida de circulación deben ser investigadas mientras se trata de identificar a esta complicación.
A menudo, el primer signo de advertencia de pérdidas de circulación durante un control de pozo es la fluctuación de la presión del manómetro y / o una caída del nivel de fluido en las piletas. El pozo circulará, pero el nivel de las piletas estará cayendo, debido a las perdidas parciales, varias técnicas pueden ser aplicadas.
No se debe mantener ningún margen de presión de seguridad si se sospechan pérdidas de circulación. Si el volumen del fluido puede ser mantenido mezclándolo, continúe. La presión en la zona de pérdida se reduce a partir de que el brote es circulado sobre ella, así el problema puede resolverse solo.
Elija un velocidad de circulación menor y establezca una nueva presión de circulación. La presión de bombeo más baja reducirá las pérdidas de presión por fricción que ocurren en el espacio anular. Con el pozo cerrado, el procedimiento para establecer una nueva presión de circulación es esencialmente la misma que poner a la bomba en línea, tema que se cubrió en la sección titulada “Velocidad de control de pozo No Disponible o No Confiable” en este capítulo, con la excepción de una nueva y más lenta velocidad de bomba:
1. Abra el estrangulador
2. Implemente la nueva velocidad más lenta de la bomba
3. Ajuste el estrangulador hasta que la presión tubería de revestimiento sea la misma que en el cierre. La presión en la tubería de perforación o en el manómetro de la tubería es la nueva presión de circulación.
Si el pozo aún está siendo circulado:
1. Disminuya la velocidad de la bomba
2. Mientras que la velocidad de la bomba este siendo reducida, mantenga la presión tubería de revestimiento en su valor presente
3. Cuando este en la velocidad deseada y manteniendo la presión tubería de revestimiento, la presión en la tubería de perforación o en el manómetro de la tubería es la nueva presión de circulación.
Perdida ParcialDe Retorno
Una velocidad de circulación más lenta puede ayudar.
Las altas temperaturas pueden tener un efecto significativo en los límites de resistencia de la tubería de revestimiento.
PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN PARCIAL
8-12CAPÍTULO 8
w Una caída repentina en la presión de superficie. Esto puede indicar fractura de la formación.
w Fluctuaciones en la presión de la tubería de revestimiento. Dependiendo de la gravedad del reventón subterráneo, esto puede ser algo muy rápido. La presión de tubería de revestimiento puede incrementarse a niveles altos.
w Pérdida de comunicación entre la tubería de perforación (tubería) y el espacio anular
w Tubería de perforación (tubería) decreciente a cero o al vacío.
w Tubería de destilación arriba o abajo sin cambio en la presión del espacio anular
w Vibraciones o arrastre repentino de la tubería de perforación o tubería al mover la tubería contra las zonas de reventón.
w Vibración del BOP o del árbol.
w Presión de cierre más baja de la esperada. La presión en el espacio anular puede aumentar debido a la migración, si el lodo de perforación es perdido o reemplazado por fluidos de
Pérdida Total De Retornow Cuando esté circulando con pérdidas parciales
en los retornos, reduzca la presión del fondo del pozo (a través de ajustes al estrangulador) en 100 psi (6.89 bar), o preferentemente por el valor calculado de la fricción anular, y espere a ver si la pérdida de circulación se reduce. Recuerde que una caída en la presión puede hacer caer la presión de fondo del hoyo lo suficiente como para dejar ingresar más fluido de formación, haciendo que la situación empeore. No es una buena idea reducir la presión del fondo del pozo, bombee de esta manera a niveles mayores a 200 psi (13.79 bar) o al valor de la fricción anular, si se conoce. Si esto no resuelve el problema de pérdida de circulación, entonces pare y cierre el pozo y trate con otra técnica.w Cierre el pozo. Deje que el pozo tenga tiempo
de restablecerse. Mantenga la presión de la sarta de cierre constante, liberando presión desde el estrangulador y utilizando técnicas volumétricas.w Mezcle una lechada de fluido pesado a colocar
en el fondo para cerrar el pozo. Esto puede funcionar con un pequeño amago de reventón si la zona de pérdida está por encima de la zona de amago de reventón. Entonces solucione el problema de pérdida de circulación.
Durante la mezcla del material de pérdida (Obsturante), existe la posibilidad de que el LCM pueda bloquear el trépano, boquilla jet o sarta a velocidades reducidas. Durante una operación de cierre de pozo se debe considerar cuidadosamente la selección del material de LCM (tamaño y tipo). LCM a menudo debe ensayarse primero, si es necesario, entonces gradualmente ir aumentando el tamaño del LCM a más grande.
Los procedimientos estándares de control de reventones no funcionan a menos que el pozo pueda ser circulado. Si ocurren pérdidas totales de retornos, puede que haya gas hasta la superficie; este problema es un reventón subterráneo.
Varios signos sirven como posibles evidencias de un reventón subterráneo.
Recoja, cierre, espere mientras observa las presiones
Disminuyendo la presión de estr-
angulación puede disminuir el BHP lo
suficiente como para permitir más ingreso de fluidos
de formación, haciendo que la
situación empeore.
PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN /REVENTONES SUBTERRÁNEOS SEVEROS
8-13COMPLICACIONES
Varias técnicas pueden proveer una solución a este problema:w Un tapón plástico que pueda solucionar la
pérdida de circulación, puede ser ubicado por un bombeador de una de las compañías de cementación.w Un tapón de barita, una mezcla de barita y
agua, tapará el hoyo por encima de la zona de amago de reventón. Los tapones de barita deben asentarse luego de haber sido desplazados en el hoyo. El tiempo que la barita toma en asentarse hace difícil obtener un buen tapón con altos volúmenes de flujo de agua, pero los tapones de barita trabajan bien con flujos de gas. Al elaborar un tapón de barita, utilice bastante material para dar al tapón una buena posibilidad de funcionar aún cuando gran parte se elimina. La lista de mezclas en el cuadro se refiere a un tapón de barita de 300’ (91.4m) en el hoyo. Muchos operadores utilizarán una mezcla de 22 ppg (2.636 kg/m³); sin embargo, mientras más liviana sea la mezcla, con mayor rapidez se asienta la barita. El cuadro sugiere un tapón que sea aproximadamente dos libras más pesado (2 ppg) que el peso de fluido en uso. Al bombear esta mezcla, se debe tener cuidado de no obstruir the boquillas. Se debe tener en cuenta que el conjunto
formación. Puede que los fluidos deban ser bombeados a través del espacio anular (circulación inversa) para mantener la presión por debajo de la superficie y / o las limitaciones del tubería de revestimiento.
w Presiones de flujo más bajas de lo normal mientras surge o brota. Adicionalmente, signos de fluidos de formación no nativos en la corriente de la surgencia o del brote (relación gas/petróleo cambiante)
Si cualquiera de estos indicadores están presentes, una prueba positiva puede ser llevada a cabo. Lentamente bombee dentro de la sarta o tubería de perforación. Pare de bombear y vea si el aumento de presión ha sido transferido al espacio anular. Si la presión no ha sido transmitida, no proceda con un método convencional para cerrar el pozo. Nota: Si la tubería está atascada y o empaquetada a su alrededor, la presión no será transmitida y puede no ser un signo de reventón subterráneo.
Primero se debe identificar la profundidad de la zona ladrona o de pérdida. Una vez identificada, el objetivo es el de parar o reducir la pérdida de circulación de manera que el pozo pueda ser cerrado por medio de procedimientos estándares. Esto se puede lograr utilizando un registro de línea de cable de acero (temperatura, sonido y presión).
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
15 16 17 18 19
1000 SX BARITA 150 LB FOSFATO
700 SX BARITA 100 LB FOSFATO
425 SX BARITA 50 LB FOSFATO335 SX BARITA 35 LB FOSFATO270 SX BARITA 35 LB FOSFATO185 SX BARITA 25 LB FOSFATO
1. Añada agua, luego fosfato, luego barita luego ajuste el pH a 9.0 con soda cáustica
2. Use agua fresca y limpia. 1 saco 100LB (45Kg) de Barita
PARA UN HOYO DE 17 ½" DOBLE LA CANTIDAD DE MEZCLA QUE PARA UN HOYO DE 12 ¼"
Mezcla de Tapón de Barita - 300' Tapón
PESO DEL LODO DE PERFORACIÓN LB/GAL
WA
TER
- B
BL
Los tapones de barita son más efectivos cuando la densidad del tapón es aproximad-amente 2.0 ppg mayor a la del fluido en uso.
8-14CAPÍTULO 8
de fondo (BHA) y parte de la tubería pueden perderse en este procedimiento, debido a que el barita se asienta rápidamente en el espacio anular y se pega al sarta.
w Uno de los mejores métodos de tapar el hoyo con un flujo o surgencia de agua es con un taponamiento con bentonita. El taponamiento con bentonita es una mezcla de bentonita y diesel. El diesel actúa como transportador para la bentonita. Cuando el diesel es separado de la bentonita, por el agua o por un fluido, la bentonita se deposita como una espesa capa de cemento. El taponamiento con bentonita no funciona bien con flujos de gas secos. Los taponamientos con bentonita pueden debilitarse con el tiempo. Si el tapón necesita estar en su lugar por varios días, es una buena idea depositar un tapón de cemento encima del taponamiento con bentonita. (Vea el cuadro en la parte inferior de la página.)
w Lleve acabo un control de pozo tipo sándwich. Bombee fluidos con una alta concentración de LCM hacia el espacio anular mientras que simultáneamente bombea un fluido pesado a través de la sarta. En el raro caso de una zona de pérdida por debajo de la zona del reventón, estas serían revertidas. Adicionalmente, los fluidos de baja fricción deben ser utilizados para evitar la presión que pudiera exceder las limitaciones críticas de presión , en la superficie o en el fondo del pozo. Nota: La sarta debe estar por debajo de la zona de pérdida, para que esto sea efectivo.
w El control de pozo, utilizando fluidos que generarán ECD suficiente para sobrellevar la zona de reventón, pero lo suficientemente livianos para que no ocurra una pérdida.
w Libere al pozo, perforando a través de una zona de amago de reventón y técnicas dinámicas de control.
El cemento es un tapón ideal. Sin embargo, a menudo es difícil hacer que el cemento se deposite sobre gas o agua en movimiento. Mezclas de cemento especiales, diseñadas para estos propósitos, están disponibles a través de compañías de cementación.
En los planes de contingencia y en los de respuesta de emergencia (ERP), deben ser incluidos los planes de acción por una posible falla del BOP. Una falla del BOP puede darse durante la perforación de formaciones adicionales y con presiones anormales cuyos fluidos, fluyan hacia la superficie y estos se escapen por una falla del equipamiento, resultando esto en la pérdida del pozo y del equipo de perforación. De ahí la razón de que el BOP debe ser controlado a lo largo de cualquier actividad de control de pozo. Si existe una fuga cuando el BOP está cerrado el elemento
Lechadas convencionales
de cemento usualmente no se
asientan sobre flujos de gas en
movimiento, aceite o agua.
TAPONES DE CEMENTO
FALLA DEL BOP
MEZCLA DE UN TAPONAMIENTO CON BENTONITA - DIESELPARA UNA COLUMNA DE 300 PIES
BBLS
9
13
14
20
33
50
66
DIAMETRO DEL HOYO DIESEL SACOS DE BENTONITA VOLUMEN TOTAL
M³
1.91
2.86
3.49
4.45
7,00
10.49
14.15
MM
165
200
222
251
324
381
444
M³
1.43
2.07
2.23
3.18
5.25
7.95
10.49
100 LB SX
27
40
49
62
98
150
200
PULGADAS
6 1⁄2
7 7/8
8 3⁄4
9 7/8
12 3/4
15
17 1/2
50 KG SX
24.5
36.3
44.5
56.3
88.9
136.1
181.4
BBLS
12
18
22
28
44
66
89
8-15COMPLICACIONES
Los equipos de trabajo(las personas) deben estar familiarizados con instr-umentos alternativos de cierre, en el caso de ocurrir una falla hidráulica del sistema de cierre. Esto puede ser tan simple como seleccionar otro BOP, o cerrar de manera manual el ariete de tubería. Puede que sea necesario el manifold de prueba de alta presión o una bomba de cemento al cierre de línea del columna si la unidad de cierre falla y los arietes no pueden ser cerrados de manera manual. Columnas BOP submarinos están equipadas con plataformas de control alternativo, los que pueden ser seleccionados si la plataforma de control primario no llegara a funcionar correctamente.
El punto de falla es crítico. Si la falla es un sello brida entre dos BOPs, el cierre de un ariete más bajo puede permitir el control de las presiones y dependiendo de su disposición puede permitir que las actividades de control de pozo continúen. Dejar caer la tubería y cerrar un ariete ciego es otra de las posibilidades, dependiendo de la gravedad y de la ubicación de la falla. Otra solución para una falla del sello brida es el bombeo de un aislante graduado dentro de la cabeza del pozo. Bombear cemento para sellar el pozo es usualmente el último recurso.
Existen muchas causas que explican la existencia de presión entre tubería de revestimiento y sartas. Algunas de estas razones son el resultado de malas conexiones de cemento, corrosión, fatiga; una falla en un obturador de empaque del colgador del revestimiento y el efecto térmico en los tubulares y fluidos de empaque.
Las razones por las cuales existe presión entre dos sartas deben ser identificadas antes de proceder con la actividad planeada. Reglamentos requieren que el problema sea rectificado antes de continuar con las operaciones, si la causa de la presión se debe a la comunicación entre zonas.
Presión
Presión �Entre Dos
Sartas
Tubería De Revestimiento
De 13 3/8"
Tubería De Revestimiento
Parted
Tubería De Revestimiento
De 9 5/8
de empaque puede estar dañado. A menudo, el incrementar la presión de cierre puede parar la fuga, sin embargo si la fuga es severa un preventor alternativo debe ser utilizado de inmediato.
En la superficie BOP columnas la mayoría de las ramas tienen un hoyo de escape que indica el fallo de los sellos principales del eje del ariete. Esto puede resultar en la falla de un cierre positivo del ariete alrededor de la tubería o del hoyo. Varios fabricantes de BOP proveen los medios necesarios para remediar este problema de manera temporal. Un hex screw, ubicado corriente arriba del hoyo de escape, al ser ajustado forzará a que el material de empaque o aislante se dirija hacia el área del sello para reducir o evitar que el sello del eje tenga fugas. Cuando el pozo está nuevamente bajo control este problema debe ser reparado.
Barita no debe ser utilizado direct-amente en las piletas para aumentar la densidad del fluido.
PRESIÓN ENTRE SARTAS Y TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
8-16CAPÍTULO 8
Si la presión está atrapada entre dos sartas, puede que no sea más que un problema de comunicación entre zonas. Sin embargo, debe ser tratado como un tema serio, si la válvula del espacio anular de tubería de revestimiento a tubería de revestimiento está abierta previo el acople del BOPs o a la preparación de una nueva sarta de tubería de revestimiento. Siempre asuma que la presión está atrapada, aún si un manómetro está instalado y no está registrando presión.
Si el lodo de perforación - o la tolva de mezclado se obstruye mientras se mantiene su peso y se mantiene circulando al amago de reventón, el peso del lodo de perforación empezará a disminuir. La tolva del lodo de perforación debe estar en condiciones de funcionamiento para que el peso del material pueda ser mezclado según la necesidad. Agregar el peso del material directamente a la pileta no es tan eficiente como cuando se usa la tolva.
Siempre espere presión debajo de una conexión o tapón. Puede ser eliminada en varias formas:
w Aplique presión de la bomba
w Baje una línea de acero
w Baje una pequeña cuerda de ID y lave
w Retire la sarta
En muchas áreas la razón principal de una tubería atascada es el atascamiento diferencial. Sin embargo, la tubería puede atascarse en el pozo por otras razones. El punto donde se ha atascado y donde esta libre debe ser determinado. Varios materiales químicos libradores para tubería atascada están disponibles a través de proveedores de lodos de perforación. Si la tubería no puede ser liberada, se puede tomar la decisión de cortar o retirar la tubería justo por encima del punto libre. Después de que la sarta es partida, herramientas de pesca, percutores, martillos o tijeras u otro tipo de equipos puede ser considerado para intentar liberar la tubería.
La sarta puede ser cortada mediante diferentes métodos:w Cortadores mecánicos internos: Los cortadores
mecánicos internos tienen un conjunto de cuchillas bajados en un mandril en bloques ahusados. Cuando la herramienta es girada, se conectan y cortan la tubería. También existen cortadores mecánicos externos.w Cortadores químicos: Los cortadores químicos
producen una serie de agujeros para debilitar la tubería y para que esta parte, en el punto deseado, se corte al ser jalada.w Perforar con chorros de agua: Los perforadores
con chorro de agua cortan la tubería con una carga formada.w Explosión: Las cargas de disparo en la sarta
producen la expansión momentánea de una conexión. Torsión es aplicada hacia el lado opuesto de la dirección de la rosca (usualmente torsión de mano izquierda) y el primer cordón explosivo es activado ya sea dentro o fuera de la tubería a ser retirada. Se logra un desenrosque parcial de las uniones. La tubería puede entonces ser girada para romperla o para liberar su conexión.
Un detector de punto libre es un dispositivo insertado mediante una línea de acero, dentro de la tubería para determinar la profundidad a la que la tubería está atascada. El punto libre también puede ser calculado a partir de las medidas del estirón, al traccionar la sarta.
Una vez que el punto libre (el punto sobre el cual la tubería no está estascada) es determinado, una junta desenroscable en la sarta puede ser utilizada para desenroscar la tubería por sobre el punto donde se encuentra atascada. Cortadores jet, químicos o mecánicos pueden ser utilizados para cortar la sarta.
El término ¨pescar¨ se refiere a la acción de tratar de recuperar una herramienta o equipo caído, dejado, perdido o estancado dentro del pozo. El pez puede estar en el hoyo abierto, en la tubería de revestimiento, tubería o sarta de perforación. La mayor parte de los trabajos de pesca dentro de la tubería de revestimiento son hechos con tubería o tubería de perforación, mientras que la mayor parte
Pesca: método utilizado para
recobrar equipo o basura perdida en
el pozo.
TOLVA O EMBUDO TAPADO
CONEXIONES DE SARTA
TUBERIA ATASCADA
PESCA
DETECCIÓN DEL PUNTO LIBRE
8-17COMPLICACIONES
de trabajos de pesca dentro del tubería o tubería de perforación son hechos con una línea de acero.
Existen varias causas para efectuar un trabajo de pesca, incluyendo las siguientes.
w La sarta o tubería se parte por exceso de torsión. (twist off)
w Se caen o se pierden objetos en el pozo.
w Se parte la línea de acero o cables de registros eléctricos.
w Falla de herramientas o trépano.
w Se desenrosca con explosivos (back off) sobre el punto de aprisionamiento.
w Error humano.Lo primero que debe hacerse es un diagrama
detallado del pez. Es por esto que es necesario que se mida y se conozcan los diámetros de cualquier elemento que sea introducido en el hoyo. El diagrama debe incluir una configuración completa del hoyo. Las herramientas de pesca son elegidas o fabricadas a partir del diagrama y de la ubicación del pez. Todas las herramientas de pesca ingresadas al hoyo deben ser calibradas y medidas.
Un trabajo simple como es el bajar un pescador del tipo zapato abierto (overshot) para atrapar la conexión o el cuerpo de un tubería, es hecha a menudo por el mismo equipo de trabajadores de la torre. Sin embargo, el operador debe analizar la situación antes de tomar una acción apresurada. Si el operador carece de herramientas o de habilidad, se debe llamar a un especialista.
Algunas herramientas utilizadas para capturar al pez, incluyen lo siguiente:
w Agarre interno - cangrejos (spear) o machos cónicos.
w Agarre externo - pescadores de tubería (agarre tipo espiral o canasta) (overshot)
w Levante o agarre - imanes, canastas de pesca o cangrejos (spear)
w Perforar, fresar y cortar, zapatos lavadores, fresas, cortadores y trépanos.
w Rolado y raspado - rodillos desabolladores y rascadores de cañería.
Algunos accesorios también son utilizados para facilitar el trabajo de pesca. Tales como bloques de impresión, tijeras golpeadoras (jar), tijeras destrabadoras (bumper subs) o tijeras de doble acción, juntas de seguridad, aceleradores de golpes, uniones articuladas y caños lavadores. Las herramientas de pesca pueden ser bajadas en tuberías o en líneas de acero, dependiendo de la aplicación específica.
Muchas herramientas son utilizadas para completar un trabajo de pesca. Si la forma o el tamaño del la parte superior del pez está en duda, es posible que sea necesario introducir un bloque de impresión para obtener esta información. Han
T op S ub
T ype A P acker
B owlS piral G rapple
G rapple C ontrol
G uide
Packer De Control De Fresa
SustitutoSuperior
Sustituto Superior
Sustituto SuperiorPacker
Tipo A
CuerpoAgarre
Espiralado
Agarre Basket
Control De Agarre
GuíaGuía Guía
Cuerpo
Cuerpo
Control De Agarre
Pescador
Dispositivos de impacto son utilizados para generar golpes ascendentes o descendentes para liberar equipos o herramientas atascadas.
HERRAMIENTAS DE PESCA
8-18CAPÍTULO 8
sido utilizadas cámaras y videocámaras de fondo para identificar al pez en el pozo, utilizando fluidos claros. Cuando se conoce la información sobre la parte superior del pez, se selecciona la herramienta apropiada para pescarlo.
Un pescador del tipo overshot es la herramienta de pesca más común y la más versátil. Puede agarrar portamechas (drillcollar), tuberías o cuellos de pescas y sacar herramientas que son recuperables. Muchos overshots están equipados con uniones de seguridad para que puedan ser liberados si fuese necesario. También suelen tener un empaque para sellar al pescado cuando es necesaria la circulación. Pueden ser bajados con tubería, tubería flexible (coiled tubing)o línea de acero.
Los caños lavadores por lo general están construidos a partir de tuberías de revestimiento de paredes gruesas, sin juntas, con roscas especiales que resultan lisas por dentro y por fuera. Se lo utiliza para lavar el hoyo, sobre el pez. Usualmente solo se recuperan 3 o 4 secciones de un pez por vez. Las zapatas que se encuentra en la parte inferior de la tubería de lavado están diseñadas para el trabajo. Una zapata dentada es utilizada para rotar, moler o cortar si es necesario.
Imanes son utilizados para recuperar peces más pequeños como pequeños conos de trépano. Pueden ser electroimanes colocados en la línea de acero. Imanes permanentes son a menudo introducidos a través del tubería o tubería de perforación y además tienen puertos de circulación para limpiar al pez.
Otros accesorios son a menudo utilizados con las herramientas de pescas primarias. Los percusores o martillos son dispositivos de impacto. Generan un impacto ascendente o descendente para liberar a los peces que estuvieran atascados. Cestos de pesca pueden ser bajados con la sarta o línea de acero para recoger pequeños recortes. Los sustitutos canastos de desperdicios son colocados en la sarta de perforación inmediatamente por encima del trépano o fresa. A medida que el hoyo es circulado, recortes de metal son removidos del fondo, cayendo rápidamente en el cesto. Las cucharas hidrostáticas también pueden ser utilizadas para remover basura del hoyo, y pueden ser bajados con tubería o cable de pistonéo.
Se utilizan los fresadores por una variedad de razones. En ocasiones es necesario moler secciones enteras de tubería, tubería de perforación, tubería de revestimiento, pues no pueden ser liberadas en su condición actual. Fresar también es necesario si el pozo está siendo desviado . Si el metal que está siendo molido es de acero, las herramientas de molido están usualmente bañadas en carburo de tungsteno.
Los Fresadores vienen en diferentes tamaños y formas diseñadas para diferentes tipos de trabajos.
Durante un trabajo de fresado, se recomienda colocar imanes en la superficie para atrapar y ayudar en el proceso de remover y separar los recortes de metal del fluido de retorno. Recortes de metal dañarían la bomba si son dejadas en el fluido circulante.
El congelamiento (freezing) es una técnica que se utiliza para sellar (por formación de tapón de fluido congelado) tuberías, tubería de perforación, tubería de revestimiento o equipamiento de superficie, cuando fallan otros equipos o si los medios de cierre son inseguros. Una vez congelado, el equipamiento puede ser removido o reemplazado según sea necesario. Este proceso ha sido exitoso en trabajos con presiones por encima de las 10000 psi (689.5 bar).
Estos son algunos ejemplos de los usos del congelamiento:
w Cuando, bajo estado de surgencia o amago, el vástago no puede ser removido por no haber una válvula de flotación (retención) en la sarta de perforación, y presentar una pérdida la válvula inferior del vástago
w Cuando falla la válvula maestra de un árbol o el BOP y se requiere su reemplazo.
w Durante la bajada forzada de una tubería contra presión de pozo, congelar la columna permitiría remover una válvula con fallas o instalar una válvula de retención.
Para realizar una operación de congelamiento el fluido debe estar estático en el punto a congelar. Debe desplazarse un fluido de tipo gel especialmente formulado hacia el punto que se desea congelar, ya sea por bombeo a través del vástago o por el agujero hecho por el sistema de agujereado de tubería bajo presión (hot tap). La fórmula consiste en una alta concentración de partículas de material. Gel y agua (se emplea la cantidad máxima de gel que pueda mezclarse y aun ser bombeada) son una muy buena combinación para esta aplicación. El gel brinda los sólidos necesarios y la viscosidad para mantener la solución en su lugar. Para aplicar en ambientes gasificados o tuberías vacías, será necesaria una viscosidad mayor para mantener el tapón en su lugar. Para que el tapón de buenos resultados, durante el congelamiento, el fluido debe permanecer estático. Si el fluido no permanece estacionario, es remota la posibilidad de un trabajo exitoso. El agua se expande al congelarse. Esto podría dañar el recipiente en el cual está siendo contiene el fluido. Los sólidos comprimen y actúan como un ¨colchón¨ amortiguador de la expansión del agua.
Considere a las compañías de servicios en el
caso de operac-iones de pesca, congelamiento,
perforado en caliente que
requerirá personal especializado.
FRESAR
CONGELAMIENTO
8-19COMPLICACIONES
Un encamisado tipo balde con bisagra o un tambor vacío partido y abulonado (un tambor de 55 galones (208.2 litros) de capacidad, por lo general, es suficiente) se coloca alrededor de la sección a congelar. Se recubre el interior con plástico (similar al de las bolsas para residuos) y se rellena con capas de hielo seco, que no excedan de 6¨(152 mm) cada camada. El objetivo es obtener una buena concentración de hielo seco con la menor cantidad de aire entrampado que sea posible. El hielo seco tiene una temperatura de -109°F (-43°C). Temperaturas más bajas podrían dañar la composición del acero y volverlo demasiado frágil al momento del congelamiento. Se debe esperar aproximadamente una hora por cada pulgada
(25.4mm) de diámetro a congelar, reponer relleno de hielo seco cada 30 minutos. Una vez transcurrido el tiempo suficiente, debería formarse un tapón de hielo. Por lo general, el tapón de hielo se extenderá 1 a 2 1⁄2 pies (0.3048 m a 0.762 m) por sobre y debajo del área cubierta por el encamisado tipo balde.
La sección congelada estará actuando en ese momento. Debemos hacer notar que el metal congelado es extremadamente quebradizo, frágil. Si se rompe, se puede generar rápidamente una situación de descontrol.
VálvulaEmpaquetadura
Abrazaderas
Tapón Ciego
Perno De FijaciónCabezal De Pozo
Eje Conductor De La Mecha Para Accionamiento Manual
Válvula
Mecha
Equipamiento De Hot Tapping
Eje Conductor De La Mecha
Conjunto De TrinqueteConjunto De Trinquete
Abrazadera Del VástagoAbrazadera Del Vástago
Caja De EmpaquetaduraCaja De Empaquetadura
Válvula De Purgar
Válvula De Purgar
Unión Rápida
Unión Rápida
Abrazadera De Tipo Montura
El primer paso en el manejo seguro de complic-aciones durante una situación de control de pozo, es la identificación precisa del problema.
8-20CAPÍTULO 8
Problemas Mecánicos Y De Hoyo
ProblemaLa presión de circulación es demasiado alta porque la bomba esta funcionando más rápido de lo planeado
El tamaño del estrangulador era �demasiado pequeño
El tamaño del pasaje del estrangulador era demasiado pequeño o el estrangulador trataba de obstruirse
El estrangulador manifold ha comenzado a obstruirse
El manifold esta obstruido
El manifold esta obstruido a la altura de o por sobre el T
La presión de circulación es demasiado alta �porque la bomba esta funcionando más �rápido de lo planeado
El tamaño del estrangulador era demasiado pequeño
Espere por lo menos dos minutos para ver si existe un lapso de tiempo largo entre el mov-imiento del estrangulador y la presión de la tubería de perforación
Un anillo de lodo o un empaquetamiento cerca del trépano.
Jet o Boquillas tapadas
La presión de circulación es demasiado alta porque la velocidad de bombeo es más rápida de lo planeado.
Un anillo de lodo o empaquetamiento cerca del trépano.
Trépano obstruido
Trépano obstruido
En operaciones marinas con una cabeza de pozo submarina y tubo conductor de salida, puede prod-ucirse una obstrucción en la cabeza de pozo o en la línea de ahogo del caño conductor.
Pérdida de circulación, un trabajo de cemento mal hecho, o un agujero en la tubería de revest-imiento. Verifique el nivel de las piletas.
Verifique si existen fallas en el estrangulador.
La presión de circulación es demasiado baja porque la bomba esta funcionando más lento de lo planeado
El tamaño del pasaje del estrangulador era dem-asiado grande
Pérdida de circulación, mal trabajo de cemento o agujeros en el tubería de revestimiento. Verifique el nivel de las piletas.
La presión de circulación es demasiado baja porque la bomba esta funcionando más lentamente de lo planeado
El tamaño del pasaje del estrangulador era demasiado grande
Problemas con la bomba
Agujero en la tubería de perforación
Lavadura en el trépano o pinchadura en la tubería de perforación
SoluciónDisminuya la velocidad de la bomba hasta la velocidad planeada. Si la presión disminuye, todo esta en orden, y si no, continúe con las instrucciones de la tabla.
Si la presión disminuyó cuando el tamaño del estrangulador fueincrementado, todo está en orden, si no continué con las instrucciones de la tabla
Si la presión disminuye, todo esta en orden, si no continúe con las instrucciones de la tabla
Cambie a una línea de estrangulador alternativa y evacue el manifold. Si las presiones no disminuyen, continúe leyendo la tabla.
Cambie a una línea de estrangulador alternativa. Si las presiones disminuyen retorne control del pozo, si no continué leyendo la tabla
Cierre la válvula maestra en la línea de control de pozo. Libere presión del manifold y límpielo.
Disminuya la velocidad de la bomba hasta la velocidad planeada. Si la presión disminuye, todo esta en orden, si no continúe con las instrucciones de la tabla
Si la presión disminuye, todo esta en orden, si no continúe con las instrucciones de la tabla
Permita influjos de gas durante periodos largos de tiempo. Si la presión no di s-minuye, continúe leyendo esta tabla.
Suba y baje (reciprocar) la tubería de perforación. Si la presión de latubería de perforación disminuye, todo está en orden, si no, continúeleyendo esta tabla.
Restaure la presión de tubería de revestimiento al valor donde estaba antes de que el problema comenzara. Tome la presión cambiada de la tubería de perforación como la nueva constante de presión de circulación; O: Pare la bomba; cierre el pozo, purgar presión de la tubería de perforación. Comience a bombear manteniendo constante la presión de tubería de revestimiento hasta que alcance una nueva velocidad dela bomba. Utilice la nueva presión de circulación en la tubería de perforación como la nueva constante de presión de circulación.
Disminuya la velocidad de la bomba al valor planeado, si la presión disminuye, todo esta en orden, si no, continúe leyendo la tabla.
Suba y Baje alternadamente (reciproque) la tubería de perforación. Si la presión de la tubería de perforación disminuye, todo está en orden, si no, continúe leyendo esta tabla.
Tome la presión cambiada de la tubería de perforación como la nuevaconstante de presión de circulación; O: Pare la bomba y cierre el pozo, purgar la presión de la tubería de perforación. Comience a bombear nuevamente manteniendo constante la presión de tubería de revestimiento hasta que alcance una nueva velocidad de la bomba. Utilice la nueva presión de circ-ulación como la nueva constante de presión de circulación.
Pare la bomba y cierre el pozo. Intente con golpes de bomba para limpiar el trépano. Puede que tenga que hacer saltar los jet o desenroscar el trépano.
· Elija una nueva velocidad de circulación más lenta· Añada material de pérdida de circulación .· Meta un Tapón de barita
Cambie a un estrangulador alternativo
Aumente la velocidad de la bomba hasta la velocidad planeada. Si la presión aumenta, todo esta en orden, si no continúe con las instrucciones de la tabla
Si la presión aumentó cuando el tamaño del estrangulador fue disminuido, todo está en orden, si no continúe con las instrucciones de la tabla
Vea la presión de la tubería de perforación - sin cambios.
Aumente la velocidad de la bomba hasta la velocidad planeada. Si lapresión aumenta, todo esta en orden, si no continúe con las instrucciones de la tabla
Si la presión aumentó cuando el tamaño del estrangulador fue disminuido, todo está en orden, si no continúe con las instrucciones de la tabla
Cambie o repare la bomba
Pare la bomba y cierre pozo. Puede que necesite extraer la sarta bajo presión y reemplazar una sección de la tubería.
Resultado
Caudal de la bomba demasiado rápido
Las presiones de la tubería de perfor-ación / tubería de revestimiento disminuyeron
Las presiones de la tubería de perfor-ación / tubería de revestimiento disminuyeron
Las presiones de la tubería de perfor-ación / tubería de revestimiento disminuyeron
La presión se mantienen altas
La velocidad de la bomba está demasiado rápida
Las presiones de la tubería de perfor-ación / tubería de revestimiento disminuyeron
La presión tubería de revestimiento disminuye pero no la de la tubería de perforación
La presión de tubería de perforación no disminuye
La velocidad de la bomba es demasiado rápida
La presión de la tubería de revestimiento disminuye a niveles bajos antes que la pres-ión de la tubería de perforación disminuya.
La presión de la tubería de revestimiento disminuye a niveles bajos antes que la pres-ión de la tubería de perforación disminuya.
La presión de tubería de perforación no disminuye
Las presiones parecen no responder al movimiento del estrangulador
Volumen esta bien
La velocidad de la bomba demasiado lenta
Las presiones del tubería de perforación / tubería de revestimiento aumentaron
No hay cambio en las presiones del tubería de perforación / tubería de revestimiento
La velocidad de la bomba demasiado lenta
Las presiones aumentan
Las presiones aumentan pero la mang-uera del kelly se sacude y la presión de la tubería de perforación aumenta.La presión de la tubería de perforación se mantiene igual, la presión de tubería de revestimiento incrementa
Las presiones de la tubería de perforación / tubería de revestimiento aumentaron
Acciones A Tomar
Verificar caudal de bombeo
Aumente el tamaño del pasaje del estrangulador.
Abra total-mente el estrangulador.
Pare la bomba
Cierre pozo
Revise la velocidad de la bomba
Aumente el tamaño del estrangulador
Verifique la velocidad de bombeo
Aumente el tamaño del estrangulador
Aumente el tamaño del estrangulador.
Abra el estrangulador
Incrementar o disminuir el pasaje del estrangulador
Verifique el nivel de las piletas
Verificar la velocidad de bombeo
Disminuya el tamaño del pasaje del estrangulador
Verificar la velocidad de la bomba
Disminuya el tamaño del pasaje del estrangulador
Disminuir en forma contínua el pasaje del estrangulador.
Disminuya el tamaño del estrangulador
Presión de Tubería de Revestimiento
Sube en igual medida que en la sarta de per-foración.
Sube pero no mucho
Sin cambio
Sin cambio
Baja o sin cambios
Baja
No hay cambio
Sin cambio
Presión de Tubería de Perforaciónt
Sube
Sube
Subida abrupta de Presión
Subida abrupta de Presión
Sin cambios
Baja
Baja
Bajada abrupta de Presión
8-21COMPLICACIONES
¨Hot tapping¨ es el proceso de perforar o agujerear un punto de entrada o liberación de presión en una tubería o recipiente bajo presión. Esto permite purgar presión o bombear dentro de la tubería. A continuación se incluyen algunos ejemplos de hot tapping.w En sacada retenida de tubería bajo presión
de pozo (snubbing), si hubiera presión atrapada entre dos tapones en la tubería, cuando el primer tapón está fuera del pozo, el hot tap puede utilizarse para perforar un agujero en la tubería y purgar la presión.w Luego de instalar un tapón congelado en
la columna, puede utilizarse un hot tap para perforar la columna y purgar la presión atrapada en su interior. Esto permite remover el vástago, instalar un conjunto de válvulas o equipamiento adicional y ahogar el pozo.w Puede utilizarse para perforar un tubing
taponado para purgar presión de su interior.w Los hot taps pueden utilizarse para perforar
tapones ciegos en tiberías de superficie, casing, cabezas colgadoras de cañerías y manifolds.
Cuando se realiza un hot tap, se coloca una abrazadera tipo montura alrededor del equipamiento que va a ser perforado. La montura forma el primer sello del elemento o tubería que se va a perforar. El sello, por lo general, es mecánico (de tipo envoltura ó tipo anular), y se energiza mediante el mecanismo de montura.
El conjunto incluye una mecha taladro especial y lubricador con empaquetaduras que van en la abrazadera. Desde ese punto se rota la mecha en forma hidráulica o manual. La mecha es conducida por un yugo roscado que brinda la fuerza necesaria contra la tubería para que pueda ser perforada por la mecha. Se realizan perforaciones con mecha piloto, incrementando gradualmente el diámetro hasta alcanzar el tamaño deseado del orificio. El proceso de hot tapping debe realizarse en forma rápida y segura. Una falla en el mecanismo de sello puede ocasionar una pérdida de control.
La presión en el manómetro de la bomba y de tubería de revestimiento deben ser controlados todo el tiempo durante un control de pozo. Los problemas que se desarrollan pueden usualmente ser diagnosticados a través de la interpretación de la reacción de los manómetros. Es imperativo controlar estos manómetros y percatarse si un cambio afecta al otro.
Algunas complicaciones se originan a menudo durante las actividades de control de pozo. Pocos ensayos de control de pozo se realizan sin pequeños inconvenientes. Es obvio que los problemas deben anticiparse, y que se debe tener cuidado y atención a lo largo de la operación. El no prestar atención a todos los detalles y tendencias es un factor que contribuye a los problemas ya existentes.
Los problemas pueden ser resueltos, pero primero deben ser debidamente identificados. Luego de que se descubre un problema, la solución puede determinarse a través de una combinación de experiencia y sentido común. Recuerde siempre, que si la solución o el problema no parece claro , entonces la mejor idea es la de acudir por ayuda. Si no hay ayuda disponible de manera inmediata, siga adelante, cierre el pozo y luego vaya por ayuda. El no hacerlo puede resultar en la trágica pérdida de vidas y recursos. t
Todos los intentos de control de pozos tienen complicaciones: anticipe problemas y ejercite la prec-aución durante todo el desarrollo de la operación
RESUMEN
PROBLEMAS MECÁNICOS Y DE HOYO
AGUJEREADO DE TUBERÍA BAJO PRESION (HOT TAPPING)
