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MANUAL DE CONTROL DE POZOS

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Revisión: 0 Capítulo I Responsabilidades y Resumen de

Políticas.

Capítulo I - RESPONSABILIDADES Y RESUMEN DE POLÍTICAS


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Políticas.

I. RESPONSABILIDADES Y RESUMEN DE POLÍTICAS

1.1 En todas las unidades de perforación de Schlumberger es responsabilidad de la persona designada como "persona encargada" asegurarse de que se implemente las prácticas y procedimientos apropiadas de control de pozos. Todo el personal de La Compañía debe conocer y cumplir con las políticas aprobadas para el control de pozos. La persona encargada discutirá las políticas de control de pozos de Schlumberger con el representante de la compañía operadora para asegurarse de que las políticas de ambas compañías sean consistentes. De existir alguna inconsistencia, la misma deberá ser notificada al Gerente de Distrito. En las secciones 1.2 a la 1.27 de este capítulo se resume dichas políticas. En los capítulos siguientes de este manual las políticas se encuentran dentro de marcos, indicadas en negritas.

Las prácticas y procedimientos incluidas en este manual siguen estándares mínimos y no deben reducirse para cumplir con los requisitos de ninguna agencia gubernamental. Se deben ajustar las prácticas y los procedimientos de control de pozos para que cumplan con cualquier reglamentación gubernamental o política de la compañía operadora que pudieran ser más estrictos. Las responsabilidades del personal de Schlumberger en cuanto al control de pozos no pueden ser inferiores a las de la compañía operadora.

I.2 El Perforador es responsable de cerrar el pozo si se detecta o

sospecha de la presencia de un influjo. I.3 El hoyo debe permanecer lleno en todo momento mediante el uso

de un tanque de viaje. Asimismo, se debe mantener un registro preciso de los llenados.

I.4 En todos los incrementos en la velocidad de penetración se debe

revisar si hay flujo del pozo. I.5 En los viajes de ida y vuelta de la tubería, se revisará el flujo de la

siguiente forma: - Justo en el fondo, antes o después de un viaje.


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- En la zapata del revestidor más profundo. - Antes de sacar los componentes del ensamblaje de fondo

(tubería de perforación extra-pesada o lastrabarrenas) a través del preventor de reventones (BOP).

I.6 Se registrarán los regímenes de circulación a velocidad reducida: - Cuando sea práctico en el inicio de cada turno de servicio. - Cada vez que cambien sensiblemente las propiedades del lodo.

- Cada vez que se modifique el diseño del área total de flujo en la barrena.

- Tan pronto como sea posible una vez circulados los fondos arriba después de hacer un viaje.

I.7 Cuando se presente una pérdida de circulación que no pueda ser

recuperada a través de la tubería de perforación, se deberá llenar el espacio anular con el fluido más liviano disponible (usualmente, agua) y se debe registrar el volumen para el llenado.

I.8 Siempre se utilizará la barra rotatoria (Kelly) en las operaciones de

control de pozos y se mantendrá disponible un equipo accesorio para circular el pozo como alternativa. Si la presión superficial prevista sobrepasa los límites seguros de la junta kelly, o si el compensador de movimiento no se encuentra operativo, se utilizará el ensamblaje alternativo.

I.9 Retirar la tubería del hoyo sin llenado completo es peligroso, y solo

se permitirá bajo condiciones conocidas y con la autorización del Gerente de Distrito. El EVP (Vicepresidente Ejecutivo) regional puede exigir que se tome dicha decisión a nivel regional. Se puede obtener dicha autorización con anticipación o para el pozo en particular.

I.10 Se les notificará a los Perforadores por escrito, sobre qué medida

tomar si se presenta una situación de influjo cuando se perfora el hoyo superficial. Dichas medidas pudieran contemplar cerrar o desviar el pozo.

I.11 Se deberán suspender las operaciones de perforación a menos que

se tengan disponibles para uso inmediato los siguientes materiales en la localización del pozo:


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- Suficientes agentes densificantes como para aumentar el peso

del sistema activo de lodo por lo menos en 120 kg/m3 (1 ppg). - Suficiente cemento para colocar un tapón de por lo menos 120

m (400 pies) en el hoyo desnudo. I.12 Se deberán realizar simulacros de cierre y control del pozo en forma

semanal o con mayor frecuencia si el Superintendente del taladro así lo considera. Dichos simulacros se deberán registrar en el reporte diario de perforación I.A.D.C.

I.13 Se realizarán pruebas de presión a los preventores de reventones y

al equipo asociado con estos cada 14 días o durante el primer viaje después de un intervalo de 14 días. Lo ideal es realizar la prueba cerca del decimocuarto día, pero este lapso de tiempo dependerá del tipo de operación que se está realizando o a realizar. El periodo de tiempo entre pruebas no debe sobrepasar los 21 días. Las pruebas de presión serán realizadas de conformidad con este Manual de Control de Pozos.

Se probará el funcionamiento de los preventores de reventones y del

equipo asociado con estos cada 7 días o durante el primer viaje después de un intervalo de 7 días. Lo ideal es realizar la prueba cerca del séptimo día, pero este lapso de tiempo dependerá del tipo de operación que se está realizando o a realizar. El periodo de tiempo entre pruebas no debe sobrepasar un máximo de 14 días.

I.14 Se deberá utilizar en la sarta una válvula flotadora (sólida o

perforada) mientras se perfora el hoyo para el revestidor de superficie o cuando se ha planeado y anunciado el venteo a la atmósfera como método para control del pozo.

I.15 Durante la bajada del revestidor se llenará completamente desde la

parte superior por lo menos cada 5 tramos, independientemente del tipo de equipo flotador que se esté utilizando.

I.16 Se cerrarán los pozos utilizando el procedimiento descrito en este

Manual de Control de Pozos, Sección II.2. Los procedimientos paso a paso para el cierre del pozo o para la desviación del flujo, según sea el caso, serán fijados en las cercanías del panel del Perforador.


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I.17 Cuando se cierra un pozo debido a un influjo, no se permitirá el

movimiento reciprocante de la tubería de perforación excepto cuando así lo apruebe el Gerente de Operaciones. Se enfatiza no reciprocar la tubería de perforación a menos que se hayan considerado las siguientes condiciones y que se haya establecido límites antes de iniciar la operación de contención del pozo.

- Límites establecidos de presión anular y de estrangulamiento (recomendación, < 1000 psi).

- El movimiento de la tubería es controlado para evitar que pasen sus acoples a través del preventor anular.

- En los arreglos submarinos, las condiciones del mar permanecen relativamente estables durante la operación. Se recomienda que los límites establecidos para el movimiento permitido en la embarcación, sean como 5 pies de oscilación vertical y talvez 3 grados de inclinación o balanceo.

- La velocidad de forzamiento de la sarta debe regularse de conformidad con la sección II.2.5 (o sea, ≤ 2 pies/segundo). Velocidad de forzamiento de la sarta < 2 pies/segundo = velocidad de bloqueo + movimiento de la embarcación

- Se han implementado los procedimientos adecuados para facilitar la detección temprana de fallas o malfuncionamiento del equipo y se han planificado las medidas correctivas rápidas.

- Se debe considerar también el número y condición de los preventores tipo anular.

I.18 Se conocerá en todo momento la distancia entre el buje rotatorio de

la junta kelly (en inglés, abreviado como R.K.B) y los arietes de tubería en el conjunto de preventoras, y la misma debe ser fijada en la cercanía del panel del Perforador. Los perforadores de las unidades flotantes deben contar con mareógrafos (tablas o cartas de oleaje).

I.l9 El Perforador debe revisar la condición de las válvulas en el múltiple

de estrangulamiento, las válvulas del desviador de flujo y las válvulas fuera de borda antes del inicio de cada turno de servicio.

I.20 El Perforador debe tener conocimiento de la profundidad vertical

verdadera del pozo (en inglés, abreviada como T.V.D.)


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I.21 Antes del inicio de las operaciones, es responsabilidad del Supervisor

a cargo, revisar el programa de perforación y asegurarse de que se haya implementado el Control Primario del pozo.

I.22 Cada vez que se interrumpe un viaje, se debe instalar manualmente

en la sarta una válvula de seguridad.

I.23 En el piso del taladro, se dispondrá como mínimo de una válvula de seguridad de pasaje pleno y una válvula preventora de flujo interno con los sustitutos adecuados para la conexión a la sarta, incluyendo un sustituto de combinación para circular cuando se esté bajando la tubería revestidora. Se debe disponer de asistencia para en cuanto a la instalación de los mismos.

I.24 Si no es posible cerrar el pozo con el BOP, se asegurará y probará el

pozo apropiadamente mediante la instalación de un tapón.

I.25 Política de Asistencia a cursos para Control de Pozos

A. Como requisito mínimo, el siguiente personal de perforación de Schlumberger debe completar con éxito el Curso de Entrenamiento de Control de Pozos por lo menos cada dos (2) años:

Superintendentes del Taladro Asistentes de los Superintendentes del Taladro

Perforadores Asistentes de los Perforadores Supervisor del Equipo Submarino Ingenieros de la Plataforma / Taladro Gerentes de Distrito Gerentes de la Plataforma / Taladro Ingenieros de Perforación Ingenieros de planta Superintendentes de Perforación Gerentes de Operaciones del Distrito Supervisor del Equipo de Perforación Ingenieros de Lodo Regiones y Sede Gerentes de Entrenamiento Ingenieros de Operaciones Regionales

Además de los anteriores requisitos, es posible que las diferentes

regiones exijan requisitos adicionales en cuanto al entrenamiento en control de pozos. Estos pudieran basarse en: - Los resultados de las pruebas de control de pozos realizadas por

el personal. - La legislación de ciertos países. - El tipo de pozos a perforar. - El desarrollo del personal.


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I.26 El Superintendente del Taladro completará un Informe de Control

del Pozo y lo enviará al Gerente de Apoyo en Campo para que éste último revise cualquier problema relacionado con el equipo, ocurrido después de una operación de control del pozo. Los taladros equipados con sistemas computarizados de detección de influjo o MDS™ deben contar con una copia impresa del programa de influjo del pozo, el cual debe anexarse al informe.

I.27 Después de la instalación de la(s) sarta(s) inicial(es) de revestimiento,

(o durante las operaciones de rehabilitación), se debe tener in situ en todo momento, un mínimo de dos (2) barreras independientes y probadas. Si una de las barreras falla, se parará las operaciones normales hasta que ambas barreras hayan sido restituidas.

Una barrera, tal como se define es: - Cualquier válvula o grupo de válvulas operadas remotamente

que puedan ser sometidas a pruebas de presión. - Cualquier columna de fluido que ejerza suficiente presión

hidrostática como para superar la presión del yacimiento. - Cualquier tapón de cemento que haya sido probado

adecuadamente. - Cualquier equipo mecánico instalado en el hoyo o árbol de

navidad, en la tubería de producción o en el espacio anular, y que haya sido debidamente probado.

- Cualquier otro mecanismo de sellado de presión instalado con el propósito de evitar el flujo de fluidos provenientes de un pozo.


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Revisión: 0 Capítulo II - Teoría y Procedimientos de Control

de Pozos

Capítulo II - TEORÍA Y PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE POZOS


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II.1 CONTROL PRIMARIO................................................................................................................................................ 3 II.1.1 Teoría del Control de Pozos .................................................................................................................... 3 II.1.1.1 Causas de los Influjos ................................................................................................................ 3 II.1.1.2 Señales de Advertencia Cuando la Presión de la Formación Aumenta de Forma Anormal ................................................................................................................ 5 II.1.1.3 Gas Superficial ................................................................................................................ 9 II.1.2 Procedimientos de Control de Pozos..................................................................................................11 II.1.2.1 Viajes de Ida y Vuelta de la Tubería ........................................................................................11 II.1.2.2 Perforación ..............................................................................................................15 II.1.2.3 Operaciones en la Sección Superior del Hoyo ......................................................................17

II.2 CONTROL SECUNDARIO........................................................................................................................................24 II.2.1 Procedimientos de Cierre .....................................................................................................................24 II.2.1.1 BOPs Superficiales - Durante los Viajes de Ida y Vuelta de la Tubería ..............................24 II.2.1.2 BOPs Superficiales - Durante la Perforación ...........................................................................25 II.2.1.3 BOPs Submarinos - Durante los Viajes de Ida y Vuelta de la Tubería...............................26 II.2.1.4 BOPs Submarinos - Durante la Perforación ...........................................................................26 II.2.1.5 BOps Superficiales y Submarinos - Fuera del Hoyo................................................................27 II.2.2 Desviadores de flujo ..............................................................................................................................27 II.2.2.1 Procedimientos con Desviador durante la Perforación con Taladros en Tierra Firme, Gabarras de Pantano, Botes de Servicio, Plataformas Autoelevadizas...........................28 II.2.2.2 Procedimientos con Desviador durante la Perforación con Unidades Flotantes …... 28 II.2.2.3 Procedimientos con Desviador durante los Viajes con BOPs Superficiales......................30 II.2.2.4 Procedimientos con Desviador durante los Viajes con Unidades Flotantes....................31 II.2.3 Métodos de Control de Pozos..............................................................................................................32 II.2.3.1 Esperar y Pesar: ..............................................................................................................33 II.2.3.2 Del Perforador ..............................................................................................................38 II.2.3.3 Volumétrico Estático ..............................................................................................................39 II.2.4 Información Pre-registrada ...................................................................................................................42 II.2.4.1 Regímenes de Baja Circulación................................................................................................42 II.2.4.2 Máxima Presión Anular Permitida en Superficie (MAASP)....................................................43 II.2.4.3 Pruebas deFuga o Integridad de la Formación ....................................................................45 II.2.4.4 Tolerancia de Influjo ..............................................................................................................45 II.2.5 Influjos con la tubería arriba del Fondo..............................................................................................46 II.2.5.1 Introducción (forzamiento) de la Tubería con Presión en el pozo.....................................48 II.2.5.2 Control del pozo con la sarta arriba del Fondo.....................................................................52 II.2.5.3 Sarta Fuera del Hoyo ..............................................................................................................52 II.2.6 Posiciones de la Cuadrilla durante Operaciones de Control de Influjo ..................................54 II.2.6.1 Perforador ..............................................................................................................54 II.2.6.2 Superintendente del Taladro .....................................................................................................54 II.2.6.3 Encuellador/Asistente del Perforador ......................................................................................55 II.2.6.4 Trabajadores ..............................................................................................................55 II.2.6.5 Electricistas/Mecánicos ..............................................................................................................55 II.2.6.6 Representante de la Compañía...............................................................................................55 II.2.6.7 Ingeniero de Lodo ..............................................................................................................55 II.2.6.8 Personal Adicional de las Unidades Costafuera....................................................................55

Nestor i Garcia

Nestor i Garcia


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II.1 CONTROL PRIMARIO El control primario del pozo es el uso de la densidad del fluido de perforación para suministrar la suficiente presión como para evitar el Influjo de fluido de la formación en el hoyo del pozo. Es de fundamental importancia asegurar que se mantenga el control principal del pozo en todo momento. Esto contempla lo siguiente: - Utilizar fluidos de perforación de densidad adecuada. - Mantener el pozo lleno con fluido de perforación de densidad

adecuada en todo momento. - Monitorear continuamente los volúmenes activos, especialmente

durante los viajes. - Detectar inmediatamente los cambios en la densidad, volúmenes y

regímenes de flujo de los fluidos de perforación y tomar las medidas apropiadas.

II.1.1 Teoría del Control de Pozos

II.1.1.1 Causas de los Influjos

Existen cinco causas mayores de la pérdida del control principal del pozo.

Falla en Llenar el Hoyo Apropiadamente Durante los Viajes

A medida que se saca la sarta de perforación del hoyo, el nivel del lodo disminuye debido al volumen de tubería que se está retirando. Cuando baja el nivel del lodo, la presión hidrostática puede disminuir lo suficiente como para que se pierda el control principal del pozo, permitiendo así que los fluidos de la formación entren al mismo. Succión (Suabeo)

Hasta cierto punto, la presión hidrostática en el pozo siempre se reducirá cuando se saca la sarta de perforación de gran diámetro de hoyos estrechos. Dicha reducción no debe ser tal que se pierda el control principal del pozo.


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El efecto de succión es provocado por uno o más de los siguientes factores:

- Altas velocidades de extracción. - Lodo de alta viscosidad y altos geles. - Espacio anular reducido o restringido entre el hoyo y el

ensamblejede fondo.

Pérdida de Circulación Cuando ocurre una pérdida de circulación, el nivel de fluido de perforación disminuye y la reducción de la presión hidrostática puede provocar que se pierda el control primario del pozo. Dicha pérdida de circulación pudiera presentarse a raíz de uno o más de los siguientes factores:

- Formaciones cavernosas o con cavidades. - Zonas fracturadas naturalmente, zonas de presión agotada o

zonas de baja presión anormal. - Fracturas provocadas por velocidades excesivas de

introducción de la tubería. - Espacio anular restringido debido al embolamiento de la sarta

inferior de perforación o al hinchamiento de arcillas. - Pérdidas de presión por fricción en el anular excesivamente

altas. - Presiones excesivas causadas al iniciar la circulación cuando la

resistencia del gel del lodo es alta. - Falla mecánica (revestidor, conductor submarino, etc.)

Peso Insuficiente del Lodo

Cuando la presión hidrostática debido a la densidad del fluido de perforación es inferior a la presión de formación de una zona permeable, los fluidos de la formación entrarán al pozo. Esto pudiera ocurrir debido a los siguientes factores:

- Perforación en zonas de alta presión anormal. - Dilución del fluido de perforación.


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- Reducción de la densidad del fluido de perforación debido a un influjo de los fluidos de la formación, particularmente gas.

- Asentamiento del material densificante. - No llenar el conductor submarino con el fluido de control

después de haber circulado el influjo afuera del hoyo. - Bombeo de una columna larga de espaciador de bajo peso

durante la cementación. - Después de la cementación mientras se espera fraguado. El

cemento pierde presión hidrostática al comenzar a fraguarse. Pérdida de la Columna de Fluido dentro del conductor submarino

En las operaciones con unidades flotantes, la pérdida de la columna de fluido de perforación dentro del conductor submarino puede ocasionar una reducción de la presión hidrostática de fondo y la pérdida del control primario del pozo. La pérdida de la columna hidrostática en el conductor sumbarino pudiera deberse a:

- Desconexión accidental - Daño del conductor submarino. - Desplazamiento del conductor submrino con agua de mar.

II.1.1.2 Señales de Advertencia cuando la Presión de la Formación Aumenta de

Forma Anormal La detección de un aumento anormal de la presión de poros es un paso fundamental para mantener el control del pozo y evitar un influjo. No existe ninguna regla que ayude a localizar zonas de presión anormal, pero se presentan varios de los siguientes indicativos cuando la presión de la formación aumenta lo suficiente como para provocar un influjo. Aumento del Régimen de Perforación Mientras se perfora en lutitas de presión normal, y asumiendo que el peso de la barrena es razonablemente constante, al igual que las RPM, peso del lodo y programa hidráulico, se prevé una reducción del régimen o "rata" de penetración. Cuando se presenta una presión anormal, la presión diferencial y la densidad de las lutitas disminuyen causando un aumento gradual en la rata de penetración.


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Gas de Viaje, Gas de Conexión y Gas Antecedente Se debe considerar el aumento del gas de viaje y/o gas de conexión como un indicativo que la presión de poro está en aumento. Estos aumentos de gas pueden ser causados por un aumento de la presión de suabeo o de la presión de poro. Cuando se siguen los procedimientos adecuados para realizar viajes y conexiones, los aumentos de gas en estos dos eventos son un indicativo confiable de que la presión de poro ha aumentado. Las lecturas del contenido de gas en el fluido de perforación son hechas en "unidades de gas" o en porcentajes. Dichas lecturas son cualitativas e indican únicamente la concentración relativa de gas en el lodo. Varían considerablemente de un instrumento de registro a otro. Consecuentemente, los valores absolutos de estas lecturas son de muy poco valor para la detección de presiones anormales. Los aumentos del gas antecedente no son muy confiables para detectar aumentos en la presión de poro. Esto sucede debido a que las concentraciones de gas pueden cambiar drásticamente en la formación que se perfora sin que se registre un aumento de la presión de poro. Aumento de la Tensión y Fricción Los aumentos de torque y arrastre de la sarta ocurren con frecuencia cuando se perfora con fluido de bajo peso o en desbalance en alguno intervalos lutíticos. Esta condición puede presentarse debido al desprendimiento de lutitas hichables o deleznables. Esto provoca una acumulación de ripios o cortes en el espacio anular y relleno excesivo en los viajes y conexiones. Asimismo, pudiera ser un indicativo de aumento de la presión de poro. Por sí solos, los aumentos de torque y arrastre no son un indicativo confiable ya que pudieran ser causados por arcillas hidratables, cambios de (la) formación, desgaste de la barrena, hoyo desviado, etc.


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Cambio en el Exponente D En 1966, Jordan y Shirley desarrollaron un cálculo del régimen normal de penetración a partir de la información recolectada en el Golfo de Méjico. Esta rata de penetración normalizada fue definida como una función de la rata de perforación, peso sobre la barrena, tamaño de la barrena y de la velocidad de rotación en la ecuación que se indica a continuación: d = ____log (R/60N)____ log (12W/106D) R = Rata de penetración, pies/hr. N = Velocidad de rotación, rpm. W = Peso sobre la broca, Lbs. D = Tamaño de la broca, Pulg. d = exponente d . log: logaritmo decimal. Debido a que "d" es un indicativo de la perforabilidad, se utilizó con éxito moderado una gráfica de "d" versus la profundidad de las secciones de lutita, para predecir presiones anormales. Las tendencias del exponente "d" aumentan normalmente con la profundidad, pero en zonas de transición, los valores de "d" disminuyen por debajo de los valores previstos. Debido a que el exponente "d" tiende a indicar la diferencia entre la presión de la formación y la presión del pozo, al alterar el peso del lodo se afecta este exponente por lo cual corregirse el cálculo original de la siguiente forma para considerar los cambios en el peso del lodo: dc = d(MW 1 /MW 2) dc = Exponente "d" corregido según el peso del lodo MW 1 = Peso anterior del lodo MW 2 = Peso actual o presente del lodo Desde el advenimiento del exponente "d" y del exponente "d" corregido varios individuos han propuesto otros cálculos en un intento por mejorar las técnicas de detección de presiones anormales. Es esencial recordar que el exponente "d" fue desarrollado principalmente para su uso en las formaciones de lutitas.


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Cambios en el Tamaño y Forma de los Cortes Los cortes provenientes de lutitas de presión normal son pequeños, con esquinas redondeadas y generalmente planos, mientras que los cortes provenientes de lutitas anormalmente presionados son largos, astillados y con esquinas angulares. A medida que se reduce la diferencia entre la presión de poro y la presión de fondo del pozo, los cortes tienen tendencia a "explotar" y saltar del fondo. Además, debido a la reducción de la presión diferencial, el fluido contenido en las lutitas puede expandirse provocando el desmoronamiento y caída de las mismas en el pozo. Se produce un cambio en la forma de los cortes lutíticos, al igual que un aumento de la cantidad de los mismos que se recuperan en la superficie, y esto debe ser indicativo de la presencia de una presión anormal. Tendencias del Cloruro El contenido de cloruro en el filtrado del lodo puede monitorearse tanto al bombearse al hoyo como a su retorno del mismo. Si se compraran las tendencias del cloruro es posible obtener una señal de advertencia o una confirmación de que las presiones de poro están en aumento.

Una alternativa para medir el contenido de cloruro en el filtrado de lodo es medir continuamente la resistividad del lodo que entra y sale del hoyo. Los aditivos y el agua de reemplazo pueden afectar la resistividad y las mediciones del cloruro.

Reducción de la Densidad de las lutitas

La densidad de las lutitas aumenta normalmente con la profundidad, pero disminuye a medida que se perfora en zonas de presión anormal. Se puede determinar la densidad de los cortes en la superficie y graficarla contra la profundidad. Se establece una línea de tendencias normales y cualquier desviación, debería, en teoría, indicar cambios en la presión de poro. Mediciones de Temperatura La medición continua de la temperatura del lodo en la línea de retorno del hoyo puede dar un indicativo de cambio en el gradiente de


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temperatura, el cual se asocia con la penetración en una formación de presión anormal. En este tipo de formaciones, el gradiente de temperatura es usualmente más alto de lo normal. Este aumento ocurre antes de penetrarse la interfase, y por lo tanto, puede ser indicativo de la proximidad de presiones anormales. La limitante de este método es que la temperatura de lodo solo puede ser medida en la superficie, y por lo tanto, está sujeta a influencias externas. Es importante notar que cuando se examinan estos indicadores individualmente, es posible que no sugieran que se han detectado presiones de la formación anormalmente altas. Pero cuando se agrupan, constituyen una herramienta valiosa. No es prudente confiar en solo un indicador.

II.1.1.3 Gas Superficial a) Definición de Gas Superficial Se considera que el gas superficial es la acumulación de cualquier gas que se encuentra cuando se perfora a una profundidad por encima del punto de asentamiento de la primera sarta de revestimiento que se programa y sea capaz de contener la presión. En tales condiciones, se decide ya sea cerrar el pozo o ventear el gas en la superficie cuando las presiones de cierre del pozo, combinadas con la altura hidrostática del fluido en el mismo podrían romper la formación y la subsiguiente craterización de la localización del pozo. Se les notificará a los perforadores, por escrito, sobre cuál de las dos acciones se debe aplicar en estos casos (véase la sección I.10). b) El Fenómeno del Gas Superficial – Precauciones El gas superficial se presenta normalmente en acumulaciones en formaciones sedimentarias superficiales de altas porosidad y permeabilidad, que pudieran estar ligeramente sobre-presurizadas con relación al gradiente normal de la formación, pero que generalmente se considera que tienen muy poca presión. Perforar una formación de este tipo requiere que se tome precauciones extremas. Debido a que es difícil


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detectar un influjo de gas en etapa temprana, mientras se perfora las secciones superiores del hoyo y debido a la naturaleza poco profunda del hoyo, después de que el gas entra al pozo se expande y llega a la superficie rápidamente y con poca advertencia. Es preciso contemplar medidas preventivas cuando se planifica operaciones de perforación en que se prevé el riesgo de encontrar gas superficial. Cuando sea posible, se debe seleccionar la localizacción del pozo de manera que se eviten o limiten estos riesgos. Esto se logra mediante técnicas apropiadas de evaluación e interpretación del gas superficial. Aún cuando se haga una selección cuidadosa de la localización es posible que todavía se presente un influjo de gas superficial y estos no deben ser descartados completamente. Se debe cumplir con las normas específicas de las operaciones de perforación en las secciones superiores del hoyo y con las prácticas seguras para el mantenimiento del control primario del pozo en todo momento y así prevenir que ocurran incidentes con gas superficial. Se debe tener especial cuidado cuando se planifican y ejecutan operaciones de perforación en las secciones superiores del hoyo. Se deben establecer claramente las precauciones y procedimientos que tienen el propósito de limitar el riesgo del gas superficial y de mejorar muestra habilidad para detectar y controlar el mismo, y dichas precauciones y procedimientos deben obedecerse en todo momento durante las operaciones. Estas precauciones y procedimientos varían según la magnitud del riesgo asumido para el gas superficial. Consecuentemente, es importante asegurarse de que se haya realizado una evaluación meticulosa del riesgo, utilizando los medios más adecuados. Todos los programas del pozo deben incluir una declaración pertinente a la evaluación de los riesgos del gas superficial. Si su programa no contempla dicha declaración, solicítela a su cliente. Si no se obtiene la declaración a tiempo, se debe asumir que el riesgo de que se presente una situación de este tipo es alto, y el Gerente de Distrito debe consultar al Gerente de Apoyo en Campo y solicitar sus consejos.


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II.1.2 Procedimientos de Control de Pozos

II.1.2.1 “Viajes” En todo el mundo se ha experimentado una gran cantidad de influjos cuando se saca la sarta de perforación del pozo. Este es un problema que se puede evitar si la cuadrilla ha sido debidamente entrenada y si se han seguido los procedimientos adecuados. Es importante que el perforador conozca la razón por la cual se saca la sarta de perforación del hoyo, y que mantenga los registros pertinentes. Si las cuadrillas están bien entrenadas, mantendrán buenos hábitos al hacer viajes de tubería. Se harán las siguientes preparaciones cuando se vaya a realizar un "viaje": Revisión de las Condiciones del Hoyo Antes de comenzar la salida del hoyo con la tubería de perforación el lodo debe estar en buenas condiciones. Dichas condiciones requieren una circulación de los fondos arriba y/o que se cumpla con los siguientes criterios: - No hay pérdidas de circulación (a menos que así lo autorice el

Gerente de Distrito, véase I.9).

- No existe ninguna Indicación de Influjo de fluidos de la formación antes de levantar la tubería.

- La densidad del lodo que entra y que retorna del pozo no diferirá en más de 24 kg/m3 (0.2 ppg).

Tanque de Viajes Se llenará el tanque de viajes con fluido de peso adecuado, y se probará su funcionamiento antes de retirar el cuadrante o la junta giratoria.


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Hoja de Viajes Se preparará una planilla de viaje que se utilizará tanto al extraer como al introducir la tubería en el pozo. Válvula de Seguridad En el piso del taladro de perforación se debe disponer de válvulas de seguridad adecuadas, con las conexiones apropiadas - sustitutos de combinación - que enrosquen en todas las tuberías de perforación y componentes del ensamblaje de fondo de la sarta. Dichas válvulas deben estar abiertas y listas para su uso con los accesorios y dispositivos de manipulación. Asi mismo, debe haber una llave para abrir y cerrar las válvulas disponible para uso inmediato. Baches de lodo pesado Cuando sea posible, y después de que la prueba de flujo haya confirmado que el pozo está estático, se preparará un volumen pequeño de lodo pesado (bache pesado o píldora de viaje) y se desplazará el mismo en la sarta de perforación antes de comenzar a sacar la tubería. Guarda lodo (Colector de derrames) Se debe tener listo un Guarda lodo o accesorio colector del lodo derramado al desconectar la tubería si no es posible bombear un bache pesado o si es necesario hacer el viaje con la tubería llena. Se debe arreglar la instalación del Guarda lodo de manera a que el lodo colectado drene hacia el tanque de viaje. Es importante asegurarse de que el hoyo reciba o desplace la cantidad apropiada de fluido durante un viaje. Se debe utilizar el tanque de viajes para llevar un registro de los volúmenes de fluido desplazado por la sarta. Se seguirá los siguientes procedimientos para sacar la tubería del hoyo:


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Tanque de Viajes Mediante el uso del tanque de viajes se puede mantener la circulación a través del niple de campana (o de botella) mientras se monitorean los volúmenes. Se llenará una planilla de viaje en cada viaje En caso de que falle el tanque de viajes, una alternativa sería utilizar una bomba de lodo mientras se saca la tubería. En este caso, el anular se llenará de lodo antes de que la disminución del nivel del mismo reduzca la presión hidrostática en 500 kPa (75 psi) o cada 5 tramos (o paradas) de tubería, lo que disminuya menos la presión hidrostática. Se monitorearán los volúmenes de fluido aislando el tanque de succión y registrando los volúmenes bombeados. Se designará una persona para que observe la línea de retorno y de aviso cuando el hoyo esté lleno. Dicha alternativa debe limitarse a las secciones del hoyo que no presenten arrastre o sobre tensión. Revisar periódicamente el anular y verificar que el nivel de fluido disminuya normalmente mientras se saca la tubería del pozo. Llenado Adecuado del Hoyo Si el hoyo no recibe la cantidad apropiada de fluido, es importante parar el viaje y: - Revisar si hay flujo del pozo. - Notificar a la persona encargada. En la mayoría de los casos, se debe regresar la tubería al fondo. Verificación de Flujo Una revisión de flujo es la observación del pozo sin circulación. Estas revisiones se realizan para determinar si el pozo fluye, o no. El Superintendente del Taladro o de la unidad de Perforación especifica la duración de la verificación del flujo, pero en cualquier caso, ésta debe realizarse durante el tiempo que sea necesario para que se determine sin lugar a dudas si el pozo está estático o si fluye.


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Durante los viajes, se harán verificaciones del flujo como sigue: - Justo en el fondo, al comenzar el viaje. - En la zapata del revestidor más profundo. - Antes de sacar los componentes del ensamblaje del fondo de la

sarta a través del conjunto de preventoras. Velocidad de sacado de la sarta Se debe procurar por todos los medios sacar la tubería a una velocidad suficientemente baja como para evitar suabeo del pozo. Interrupciones de los Viajes Cada vez que se interrumpe un viaje, es necesario instalar manualmente una válvula de seguridad en la sarta. Llenado del Tanque de Viajes Cada vez que se vuelva a llenar el tanque de viajes, es importante detener el movimiento de la tubería. Limpiatubos Si el hoyo está tomando la cantidad adecuada de fluido, y no existe fricción o sobre tensión que pudieran causar suabeo, se instalará el limpiatubos exterior a la sarta después de sacar los primeros 5 tramos de tubería o después que la barrena ingrese en la tubería de revestimiento. Se aplicará el siguiente procedimiento cuando la TUBERÍA ESTÉ FUERA DEL HOYO: Se utilizará el tanque de viajes para asegurar que el hoyo permanezca estático. Será usado para la circulación a través del niple de campana. Se aplicará el siguiente procedimiento cuando se INTRODUZCA LA TUBERÍA EN EL HOYO: Tanque de Viajes


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Al igual que es importante monitorear las condiciones del hoyo cuando se saca la tubería, es igualmente importante verificar las condiciones cuando se vuelve a introducir la tubería hasta el fondo. Se debe monitorear el tanque de viajes cuando se introduzca la tubería en el hoyo. El perforador debe estar al tanto de que la indicación del nivel del tanque de viajes se verá afectada por el tamaño de los chorros o boquillas de la barrena. Inicio de la circulación Cuando la zapata del revestidor está 2,100 metros (7,000 pies) o más, se debe prestar especial atención para iniciar la circulación del lodo en forma lenta y regulada antes de ingresar la sarta en el hoyo abierto y así evitar la inducción de presiones de surgencia excesivas contra la formación. Llenado de la Tubería de Perforación Cuando se tiene una válvula flotadora sólida en la sarta, se llenará la tubería de perforación cada 10-15 tramos. Cuando el ensamblaje de fondo esté en el hoyo desnudo, se recomienda la reciprocación de la sarta para evitar problemas de atascamiento. La sarta debe llenarse con el tanque de viajes para garantizar que los registros del viaje sean precisos. Circulación del Fondo Arriba Mientras se circulan los fondos a la superficie, no se transferirá los fluidos de perforación desde la reserva al sistema activo sin aislar los tanques o piletas. Los volúmenes del sistema activo y de reserva deben ser conocidos y antes de Iniciar la operación se ajustarán las lecturas de los mismos en los monitores del perforador y en la cabina de geología y registro.

II.1.2.2 Perforación Se debe revisar el flujo de los siguientes Indicadores de Influjo potencial de fluidos de la formación hacia el pozo:


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Aceleración de la Rata de Penetración Se verificará el flujo del pozo cada vez que se presente una aceleración en la tasa o rata de penetración Aumento en el Flujo de Retorno El indicador de flujo diferencial debe estar provisto de alarmas sonoras y visuales, y debe programarse para que avise al Perforador sobre los cambios en el régimen de flujo o caudal. Aumento de Nivel en los tanques de lodo Los aumentos del nivel en los tanques pueden ser indicativos de que ha ocurrido un influjo de fluidos de la formación. Es importante que el Perforador mantenga una buena comunicación con su cuadrilla para que la transferencia o adición de materiales al lodo sea tomada en cuenta para verificar que el aumento de volumen no se debe a un influjo. Disminución de la Presión de la Bomba /Aumento de la Embolada de la Bomba Cuando un influjo entra al pozo, la columna de fluido en el espacio anular se torna más ligera. El lodo presente en la tubería comienza a circular en en "U" y el Perforador pudiera notar una caída de presión de circulación acompañada, o no, de un aumento de las emboladas de la bomba. Esta señal de advertencia no necesariamente significa que se haya presentado un influjo en el pozo. Podría ser un indicativo de que existe algún problema en la bomba, rotura de la sarta, caída o ensanchamiento de un chorro o boquilla en la barrena, etc. Es buena idea verificara flujo del pozo la presión de la bomba disminuye. Cuando los instrumentos de medición mientras se perfora, MWD, ofrecen información sobre la presión de fondo, se debe utilizar dichos instrumentos.


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II.1.2.3 Operaciones en la Sección Superior del Hoyo

Antes de las Operaciones de Perforación Antes de comenzar las operaciones de perforación, el Gerente del Taladro debe evaluar los riesgos del gas superficial con la compañía operadora. De acuerdo con el resultado de dicha evaluación, es imperativo que se revise el diseño del pozo y los procedimientos operativos específicos. Los pozos en que se cree existe un mayor riesgo de encontrar gas superficial son los siguientes: - Pozos de exploración en general. - Pozos perforados en áreas con tendencia a tener gas superficial. - Pozos en que se ha realizado una investigación preliminar y en que

en la misma se ha concluido que existe la probabilidad / posibilidad de encontrar gas superficial.

- Pozos perforados en campos desarrollados en los cuales existen arenas superficiales cargadas debido a sartas de revestimiento cementadas deficientemente.

II.1.2.3.1 Evaluación del Riesgo de Gas Superficial

Estudio Sísmico Superficial: - El estudio sísmico superficial es uno de los mejores métodos de que se dispone en la actualidad, y se realiza con frecuencia costa afuera para identificar las posibles acumulaciones de gas superficial. Aunque estos estudios son útiles para la planificación de las operaciones en tierra firme, no se utilizan con frecuencia debido a su costo y a la dificultad de realizarlos allí (en tierra firme). - La confiabilidad de dicho estudio varía dependiendo de los métodos que se utilizan para recolectar, procesar e interpretar los datos. - El diagrama de flujo que se muestra en el apéndice 6 se puede utilizar como pauta para evaluar si la compañía operadora utiliza, o no, las técnicas y equipos sísmicos apropiados.


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- Debe quedar entendido que los resultados de dichos estudios deben considerarse como guía, y en ningún caso deberán servir como garantía. - Otras técnicas que se pueden utilizar para evaluar las acumulaciones de gas superficial son la técnica de muestras de suelo, perforación de un hoyo piloto antes de iniciar las operaciones al igual que la evaluación de cualquier dato disponible de los pozos vecinos. No es común que se realicen estudios de gas superficial en tierra firme. Sin embargo, se les debe considerar en áreas en que exista un riesgo probable de encontrar gas superficial. Si no se realiza este estudio, la evaluación debe estar basada en los datos de exploración sísmica, datos históricos de los pozos y en la probabilidad geológica de encontrar gas superficial atrapado.

II.1.2.3.2 Consideraciones para el Diseño del Pozo Sitio de Perforación y Selección de la trayectoria Cuando el estudio indica una posible acumulación de gas superficial, se debe considerar, de ser posible, reubicar la localización para evitar riesgos. Selección del Asentamiento del Revestidor Se debe instalar y cementar apropiadamente una sarta de revestimiento en la primera formación que provea un sello impermeable, aun cuando sea necesaria una sarta adicional de revestimiento como contingencia. En las plataformas costa afuera, esta sarta debe permitir que se cierre un pozo a poca profundidad, sin que se corra el riesgo romperse y fugar al rededor del cabezal o en el fondo del mar. Hoyo Piloto Se puede perforar un hoyo piloto (normalmente, de 250.8 mm {9 7/8"} o menos), ya que esto mejora la capacidad de controlar un influjo de gas superficial con una operación dinámica de contención (Ref. II.2.2). Se


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deben tomar precauciones cuando se saca la tubería debido a la posibilidad de que se presente un suabeo. Registros con Cable Eléctrico /LWD/MWD Es posible obtener información sobre la profundidad y presencia de zonas que contienen gas mediante operaciones de registro o utilizando una herramienta de medición MWD. Si se detecta con tiempo una acumulación de gas superficial, es posible tomar las medidas de seguridad apropiadas. Perforación sin Conductor Submarino de lodo (Unidad Flotante) La perforación sin tubo el tubo conductor submarino en la sección superior del hoyo en unidades flotantes (con excepción de los buques de perforación anclados en aguas poco profundas) es el método recomendado por Schlumberger.

II.1.2.3.3 Procedimientos Operacionales Instrucciones por Escrito (Ref. I.10) La persona encargada debe proporcionar a los perforadores instrucciones por escrito, pertinentes a las medidas específicas a tomar en caso de influjo mientras se perfora la sección superior del hoyo. Dichas instrucciones indicarían ya sea cerrar o desviar el flujo del pozo. Se debe fijar una copia del procedimiento en los paneles de control de los preventores de reventones y/o desviadores de flujo. Plan de manejo del Gas Superficial Conjuntamente con la compañía operadora, se debe preparar un plan de manejo del gas superficial para el taladro/pozo en cuestión, y éste debe cumplir con la política de Schlumberger. Se debe prestar especial atención y considerar cada uno de los siguientes factores no excluyentes: - Revisión de las posiciones, obligaciones y deberes específicos de la

cuadrilla, tal como se describe en la sección II.2.6.


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- Se debe diseñar sesiones de entrenamiento y prácticas para la desviación del flujo, de conformidad con el procedimiento descrito en las secciones II.2.2 y IV.3. Cada cuadrilla debe realizar prácticas en el inicio de cada turno de trabajo para que se familiaricen con las medidas inmediatas a tomar en caso de un influjo de gas superficial. Una de estas prácticas, realizada antes de perforar, incluye reunir a la cuadrilla y simular los procedimientos necesarios para desconectar / movilizarse fuera del sitio (para unidades flotantes únicamente).

- Se debe preparar un plan de evacuación para todo el personal no esencial.

- Se debe preparar un procedimiento de emergencia para apagar la fuente de poder o generadores de potencia del taladro.

- Se debe preparar los procedimientos de desconexión / movilización fuera del sitio (en unidades flotantes).

Lodo Pesado Se debe tener listo en los tanques de de reserva un mínimo de 50m3 (300 bbls) de lodo pesado [lodo que pese 240 kg/m3 (2 ppg) más que el lodo activo, es el que se recomienda normalmente). Sin embargo, se deben tomar precauciones para garantizar que este peso no sea excesivo, considerando la resistencia de la formación expuesta). Rata de perforación controlada Se debe controlar la rata de penetración para evitar la acumulación excesiva de sólidos que pudieran causar una fractura o la pérdida de la circulación. Es también necesario evitar la acumulación de gas en el anular que podría inducir el flujo del pozo. Es necesario tener cuidado cuando se lavan los ripios que salen en las zarandas, debido a la reducción de la densidad del fluido hidrostático anular. Sistema de Lodo Activo


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Es esencial monitorear continuamente el volumen activo de lodo en los tanques y la densidad del mismo. Todo instrumento de medición debe ser calibrado y estar en óptimas condiciones para que se pueda detectar cualquier cambio en el volumen activo. El indicador más confiable es todavía el sensor de flujo (Ref. II.2.2). Si el instrumento presenta alguna irregularidad, se debe designar personal adicional para garantizar que los volúmenes de lodo sean monitoreados continuamente. Verificación del Flujo Se verificará si hay o no flujo del pozo cada vez que se sospeche de la existencia de un problema. Se revisará sistemáticamente el flujo en cada conexión cuando se perfore en zonas en que exista un riesgo potencial de presencia de gas superficial.

Pérdidas de Lodo Se deben evitar las pérdidas de lodo en el pozo. Si se detecta una pérdida, la misma debe ser solucionada antes de continuar con la perforación, a menos que la condición sea conocida, y se obtenga la autorización del Gerente de Distrito. Se deben utilizar tamaños grandes en los chorros o boquillas de la barrena para permitir el bombeo de material para pérdidas de circulación y altas tasas de circulación, de ser necesaria una desviación del flujo del pozo. Viajes de Tubería Se debe seguir estrictamente los procedimientos apropiados para los viajes de (ida y vuelta de la) tubería (Ref. II.1.2.1). Es fundamental evitar el efecto de suabeo cuando se saca la tubería del hoyo. De ser necesario, la sarta de perforación debe ser sacada con bombeo simultáneo para ayudar a evitar o reducir dicho efecto. Se recomienda que éste sea un procedimiento estándar a seguir en los taladros equipados con sistema de top drive (TDS). Se debe considerar el uso de un ensanchador o escariador de fondo en vez de un abridor de hoyos, ya que el primero puede ser colapsado antes de comenzar a salir del hoyo para reducir el efecto de suabeo mientras se saca la tubería del hoyo.


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Válvula Flotadora Se debe instalar una válvula de flotación para evitar que el flujo suba repentinamente por la sarta de perforación (Ref. II I.5.3). Hermeticidad (Unidades Flotantes) Todas las puertas y escotillas herméticas deben permanecer cerradas en todo momento. Mangas de Viento Se debe instalar por lo menos una manga de viento en un sitio visible desde el punto de reunión. Consideraciones para Unidades Flotantes sin Tubo Conductor Submarino Un brote imprevisto de gas en el agua produce un cono de 10 grados de agua de baja densidad y una descarga de gas altamente inflamable. La intensidad del reventón depende mayormente de la profundidad y corriente del agua. La corriente dispersa y desplaza la onda de expansión lejos de la plataforma de perforación. Si una embarcación se encuentra dentro de la onda de expansión, la misma perderá parte de su estabilidad, pero el efecto de dicha onda en un semi-sumergible sería insignificante. La erupción de gas tendería a desplazar la embarcación, y si ésta se encuentra anclada, la unidad flotante pudiera inclinarse hacía la onda, reduciéndose así su bordo libre. - La plataforma de perforación debe estar anclada con la longitud de las amarras que permanecen en el locker para permitir que la misma se aleje libremente de la onda expansiva unos 122 m (400 pies). De ser práctico, las cabrías deben mantenerse en sus frenos y solo se debe aplicar los tapa cadenas después de que se haya instalado la primera tubería de revestimiento. Consideraciones en Cuanto a las Unidades Apoyadas en el Fondo


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Los yacimientos de gas superficial son potencialmente más peligrosos cuando se penetran desde una plataforma autoelevadiza. Debido a que el conductor se extiende casi hasta el piso de perforación, los productos de un influjo son descargados casi directamente en una zona peligrosa. En las unidades que se apoyan en el fondo, se crea una situación peligrosa si se restringe la línea del desviador. La acumulación subsecuente podría provocar que el gas brote o rompa alrededor del revestidor, hacia el lecho marino. En este caso, existe el riesgo real de que el lecho marino se fluidifique, provocándose así una reducción de la resistencia del terreno soporte de las patas de la plataforma.

- Se debe disponer de un medio inmediato para desviar el flujo lejos de las zonas peligrosas, sin restringirlo y sin Imponer contrapresión en el pozo.

- Monitoréese el mar en busca de evidencia de rompimiento de gas por fuera del conductor.


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II.2 CONTROL SECUNDARIO El control secundario contempla el uso apropiado de equipo de prevención de reventones para controlar el pozo cuando no es posible mantener un control primario adecuado. El reconocimiento temprano de las señales de advertencia y una operación rápida de cierre son la clave de un control efectivo. Si te toman las medidas adecuadas rápidamente, la cantidad de fluido de la formación que entra al hoyo, y la cantidad de fluido de perforación que es desplazada afuera del anular son mínimas. El tamaño y magnitud del influjo depende de los siguientes factores:

- El grado de desbalance entre el pozo y la formación. - La permeabilidad de la formación. - El intervalo de tiempo durante el cual el pozo permanece en

desbalance. Los influjos pequeños causan una menor presión del estrangulador y en el anular, tanto en la etapa inicial de cierre como cuando el influjo circula hacia el estrangulador.

II.2.1 Procedimientos de Cierre

El estrangulador y la válvula que se encuentra antes de él, aguas arriba, en el múltiple de estrangulamiento deben mantenerse en posición cerrada. La válvula de operación remota en la línea hacia el estrangulador (HCR) en los BOPs de superficie, o las válvulas a prueba de falla en los BOPs submarinos deben mantenerse en posición cerrada. Se permite cerrar la válvula que se encuentra aguas abajo del estrangulador, en vez de cerrar la válvula que se encuentra aguas arriba del mismo, siempre que aquella soporte la misma presión de trabajo efectiva total del BOP y esté equipada para que se permita su apertura bajo toda la presión de trabajo. (Véase III.4.1.3 y III.4.2.3).

II.2.1.1 BOPs Superficiales – Durante los Viajes


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- Instalar cuñas debajo de la unión del tubo superior de la sarta posicionado en la mesa rotaria (Verificar que no quede una unión frente a los arietes de corte de la BOP)

- Instalar una válvula de seguridad de apertura total y cerrar la misma. - Cerrar el preventor anular/abrir la válvula remota de la línea de

estrangulamiento (HCR). - Notificar a la persona encargada. - Enroscar la barra rotatoria (kelly) o la cabeza giratoria (top drive)

(insertar un tubo corto entre la válvula de seguridad y la la cabeza giratoria) y abrir la válvula de seguridad.

- Registrar las presiones de cierre en el anular y en la tubería y la ganancia de lodo en los tanques.

Algunos ejemplos de válvulas que se abren completamente: T.I.W., Hydril, S.M.F., pero no las válvulas Gray. SI NO ES POSIBLE CERRAR LA SARTA DE PERFORACIÓN, CIERRE LOS ARIETES DE CORTE O DEJE CAER LA SARTA. Después de cerrar el pozo debido a un influjo ocurrido durante los viajes, se debe regresar la tubería al hoyo, tan cerca del fondo como sea posible. Si se ha decidido forzar la tubería con presión en el hoyo, sígase el procedimiento descrito en la sección II.2.5. Durante las operaciones de forzamiento de la tubería a través de la preventora cerrada, es necesario tener en cuenta la posible expansión del volumen de influjo debido a la migración y al efecto de introducir la sarta en el mismo.

II.2.1.2 BOPs Superficiales – Durante las Operaciones de Perforación

- Detener la rotación. - Elevar la sarta a posición de cierre (si el tiempo lo permite). - Parar las bombas y revisar el flujo; si el pozo fluye, proceder sin

demoras al siguiente paso. - Cerrar el la preventora anular/abrir la válvula remota de la línea de

estrangulamiento (HCR). - Notificar a la persona encargada. - Verificar el espaciado y cerrar los arietes de tubería y los seguros de

los mismos.


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- Purgar la presión entre los arietes de la tubería y el preventor anular (de ser posible).

- Registrar las presiones de cierre en la tubería y el anular y la ganancia de lodo en los tanques.

II.2.1.3 BOPs Submarinos – Durante los Viajes

- Instalar cuñas en la mesa rotaria debajo de la unión de tubo superior

de la sarta. - Instalar una válvula de seguridad de apertura total y cerrar la misma. - Cerrar el preventor anular/abrir las válvulas a prueba de fallas de la

línea de estrangulamiento. - Notificar a la persona encargada. - Conectar la barra rotatoria (kelly) y abrir la válvula de seguridad, o - Conectar la cabeza giratoria (top drive) (insertar un tubo corto entre

la vávula de seguridad y la cabeza giratoria) y abrir la válvula de seguridad.

- Registrar las presiones de cierre en la tubería y en el anular así como la ganancia de lodo en los tanques.

- Monitorear el flujo a través del conductor submarino (Para el caso de (los) pozos en aguas profundas, véase la sección VI.2.3).

Algunos ejemplos de válvulas que se abren completamente: T.I.W., Hydril, S.M.F., pero no las válvulas Gray. SI NO ES POSIBLE CERRAR LA SARTA DE PERFORACIÓN, CIERRE LOS RAMS DE CORTE O DEJE CAER LA SARTA. Después de cerrar el pozo debido a un influjo ocurrido durante los viajes, se debe regresar la tubería al hoyo, tan cerca del fondo como sea posible. Si se ha decidido forzar la tubería con presión en el hoyo, sígase el procedimiento descrito en la sección II.2.5. Durante las operaciones de forzamiento de la tubería a través de la preventora cerrada, es necesario tener en cuenta la posible expansión del volumen de influjo debido a la migración y al efecto de introducir la sarta en el mismo.

II.2.1.4 BOPs Submarinos – Durante las Operaciones de Perforación

- Detener la rotación.


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- Elevar la sarta a posición de colgado (si el tiempo lo permite). - Parar las bombas y revisar el flujo; si el pozo fluye, proceder sin

demoras al siguiente paso. - Cerrar el preventor anular/abrir las válvulas a prueba de fallas de la

línea de estrangulamiento. - Notificar a la persona encargada. - Verificar el espaciado de la sarta en las preventoras y cerrar los

arietes de tubería para colgar la sarta. - Colgar la sarta utilizando el compensador de movimientos de la

sarta y asegurar los arietes cerrados. - Purgar la presión confinada en el espacio entre los arietes de tubería

y el preventor anular (de ser posible). - Registrar las presiones de cierre en la tubería y en el anular así como

la ganancia de lodo en los tanques. - Monitorear el flujo del pozo a través del conductor submarino (Para

el caso de (los) pozos en aguas profundas, véase la sección VI.2.3).

II.2.1.5 BOPs Superficiales y Submarinos – Con la sarta afuera del Hoyo - Cerrar los arietes ciegos o los arietes de corte y abrir la válvula de

operación remota en la linea del estrangulador. - Permitir que la presión se estabilice y registrar las presiones de cierre

en la tubería y en el anular, así como la ganancia de lodo en los tanques.

- Monitorear el flujo del del pozo en la superficie a través del conductor submarino (Para el caso de los pozos en aguas profundas, véase la sección VI.2.3).

II.2.2 Desviadores de Flujo del Pozo en superficie

La presencia de gas superficial puede ser sumamente peligrosa, especialmente cuando no se ha preparado un plan de acción antes de iniciar las operaciones. El Perforador será instruido por escrito en cuanto a las medidas a tomar en caso de que se presente un influjo mientras se perfora el hoyo en la superficie; dichas instrucciones pudieran indicar cerrar el pozo o desviar su flujo en la superficie. El problema de perforar un hoyo poco profundo es que los indicativos normales de influjo no son confiables; por ejemplo:


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- Los regímenes de penetración varían tremendamente. - Continuamente, se añade lodo al sistema activo. El indicador más confiable es el sensor de flujo diferencial. Debido a que es difícil detectar anticipadamente la presencia y profundidad de los yacimientos de gas superficial, el tiempo de reacción es mínimo. Es fundamental que se tomen precauciones extremas y mantener el estado de alerta en todo momento.

II.2.2.1 Procedimientos con Desviador Durante las Operaciones de Perforación con Taladros En Tierra Firme, Gabarras de Pantano, Botes de Servicio, Plataformas Autoelevadizas

A la primera señal de flujo: - NO DETENER EL BOMBEO. - Abrir la línea del desviador para desviar el flujo anular y cerrar el

desviador (ambas funciones deben estar entrelazadas de modo que se realicen en forma simultánea; Ref. I.l9).

- Aumentar la velocidad de bombeo al máximo permisible (no exceder la velocidad máxima recomendada por el fabricante de la bomba ni la presión máxima que soporta la válvula de alivio).

- Cambiar la succión de las bombas de lodo para bombear lodo pesado (Ref. II.1.2.3) del tanque de reserva. Colocar el contador de emboladas en cero.

- Elevar la alarma y notificar la emergencia por medio del sistema PA y/o notificar al superintendente del taladro. Designar personal para localizar gas (plataformas autoelevadizas, gabarras de pantano).

- Si parece que el pozo ha dejado de fluir después de que se haya desplazado el lodo pesado, detener las bombas y observar el pozo.

- Si parece que el pozo fluye aún después de que se haya bombeado lodo pesado, continuar el bombeo desde el sistema activo y preparar agua en un tanque para su posterior bombeo y/o considerar preparar un tanque con lodo más pesado. Cuando se haya agotado todo el lodo, continuar bombeando agua. No detener el bombeo hasta que el pozo deje de fluir.

- II.2.2.2 Procedimientos con Desviador Durante las Operaciones de Perforación

con Unidades Flotantes


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La mayoría de las operaciones de desviación en unidades flotantes han sido un fracaso, y en algunas se han perdido incluso vidas y equipos. El mayor problema es la debilidad del empaque de la junta telescópica en el conductor submarino. En demasiados casos, éste ha presentado fugas excesivas, exponiendo la torre de perforación a incendios. Así, Todos los taladros con conjuntos submarinos que tienen la capacidad de cerrar el pozo, lo harán cuando sea necesario, de acuerdo con los procedimientos ya establecidos. Movilizarse lejos del sitio cuando ocurre un influjo es una opción que se debe considerar. Las operaciones de perforación en la sección superior del hoyo sin conductor submarino, y desde unidades flotantes (con excepción de los buques de perforación anclados en aguas poco profundas) es el método que recomienda Schlumberger (Sedco Forex). Como práctica normal, no se utilizará juntas de pasador en el conductor submarino. Sin embargo, si los reglamentos gubernamentales así lo exigen, se aplicará el siguiente procedimiento: - NO DETENER EL BOMBEO. - Abrir la línea del desviador y cerrar el desviador (ambas funciones

deben estar interconectadas; Ref. I.l9). - Aumentar la velocidad de la bomba al máximo permisible (no

exceder la velocidad máxima recomendada por el fabricante (de la bomba) ni la presión máxima que soporta la válvula de alivio).

- Desconectar la junta de pasador. - Cambiar la succión de las bombas hacia el lodo pesado (Ref.

II.1.2.3) en en el tanque de reserva. Colocar el contador de emboladas en cero.

- Elevar la alarma y notificar la emergencia por medio del sistema PA y/o notificar al superintendente del taladro.

- Designar personal para localizar gas emanando a nivel del agua. - Si parece que el pozo fluye aún después de que se haya bombeado

lodo pesado, continuar bombeando lodo desde el sistema activo y preparar agua en un tanque para su posterior bombeo y/o considerar preparar un tanque de reserva con lodo más pesado. Cuando se haya agotado todo el lodo, cambiar la succión para


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bombear agua. No detener el bombeo hasta que el pozo deje de fluir.

- Hacer los preparativos necesarios para la movilización fuera del sitio. - Si la junta de pasador está provista de válvulas de descarga (arreglo

no recomendado), el procedimiento a seguir en las operaciones con desviador es el siguiente:

- NO DETENER EL BOMBEO. - Abrir la línea del desviador y cerrar el desviador (ambas funciones

deben estar interconectadas; Ref. I.l9). - Aumentar la velocidad de la bomba al máximo permisible (no

exceder la velocidad máxima recomendada por el fabricante (de la bomba) ni la presión máxima que soporta la válvula de alivio).

- Abrir las válvulas de descarga. - Aumentar la presión del sello en la junta telescópica. - Cambiar la succión de las bombas a lodo pesado (Ref. II.1.2.3) en el

tanque de reserva. Colocar el contador de emboladas en cero. - Elevar la alarma y notificar la emergencia por medio del sistema PA

y/o notificar al superintendente del taladro. - Designar personal para localizar emanaciones de gas en el nivel del

agua. - Si parece que el pozo fluye aún después de que se haya bombeado

lodo pesado, continuar el bombeo desde el sistema activo y preparar agua en un tanque para su posterior bombeo y/o considerar preparar un tanque con lodo más pesado. Cuando se haya agotado todo el lodo, continuar bombeando agua. No detener el bombeo hasta que el pozo deje de fluir.

- Hacer los preparativos necesarios para la desconexión y movilización fuera del sitio.

NOTA: Para las unidades equipadas con desviadores submarinos se debe preparar un procedimiento específico y hacerlo aprobar por el Gerente de Apoyo de Campo.

II.2.2.3 Procedimientos con Desviador Durante los Viajes con BOPs Superficiales

- Instalar cuñas en la mesa rotaria por debajo de la unión del tubo

superior de la sarta, debidamente posicionado. - Abrir la línea del desviador, cerrar el desviador (ambas funciones

deben estar interconectadas).


Ref.: HQS-PO-OPT-01

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- Comenzar a bombear a máxima velocidad permisible (no exceder la velocidad máxima recomendada por el fabricante (de la bomba) ni la presión máxima que soporta la válvula de alivio).

- Cambiar la succión hacia el lodo pesado (Ref. II.1.2.3) en el tanque de reserva. Colocar el contador de emboladas en cero.


- Si parece que el pozo ha dejado de fluir después de que se haya desplazado el lodo pesado, detener las bombas y observar el pozo.

- Hacer los preparativos para regresar la sarta al fondo. - Si parece que el pozo fluye aún después de que se haya bombeado

lodo pesado, continuar el bombeo desde el sistema activo y preparar agua en un tanque para su posterior bombeo y/o considerar preparar un tanque con lodo más pesado. Cuando se haya agotado todo el lodo, continuar bombeando agua. No detener el bombeo hasta que el pozo deje de fluir.

II.2.2.4 Procedimientos con Desviador Durante los Viajes en Unidades Flotantes

- Instalar cuñas en la mesa rotaria por debajo de la unión del tubo

superior de la sarta debidamente posicionada . - Abrir la línea del desviador, cerrar el desviador (ambas funciones

deben estar interconectadas). - Desconectar la junta de pasador o abrir las válvulas de descarga y

aumentar la presión del sello en la junta telescópica, según sea el caso.

- Enroscar la barra rotatoria (kelly) o la junta giratoria (top drive). - Comenzar a bombear a máxima velocidad permisble (no exceder la

velocidad máxima recomendada por el fabricante ni la presión máxima que soporta la válvula de alivio).

- Cambiar la succión de las bombas a lodo pesado (Ref. II.1.2.3) en el tanque de reserva. Colocar el contador de emboladas en cero.


- Designar personal para localizar emanaciones de gas sobre el nivel del agua.

- Si el gas sigue burbujeando en la superficie después de haber bombeado lodo pesado, continuar el bombeo de lodo desde el sistema activo. Cuando se ha agotado el lodo, continuar el bombeo de agua. No detener el bombeo mientras el pozo sigue fluyendo.


Ref.: HQS-PO-OPT-01

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- Hacer los preparativos para la movilización fuera del sitio.

II.2.3 Métodos para el Control de Pozos Existen tres métodos básicos utilizados para controlar los pozos: - Método de Esperar y Pesar. - Método del Perforador. - Método Volumétrico (utilizado en situaciones especiales). NOTA: Todos los métodos tienen como objetivo mantener la presión de fondo constante e igual a la presión de la formación.


Ref.: HQS-PO-OPT-01

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II.2.3.1 Método de Esperar y Pesar (Wait & Weight):

Este método contempla sólo una circulación completa del pozo. El lodo de control es preparado y bombeado desde la superficie hasta la barrena, siguiendo un programa de caída de presión en la tubería. Una vez que el lodo de contro sale de la tubería y entra al espacio anular, se mantiene constante la presión de bombeo hasta que el lodo pesado regrese a la superficie. El procedimiento a seguir para el método de Esperar y Pesar es el siguiente: - Después de que se haya asegurado el pozo y estabilizado las

presiones, calcular el peso del lodo de control. KMW (kg/l) = SIDPP (kg/cm2) x 10 ÷ TVD (m) + OMW (kg/l) KMW (kg/ m3) = SIDPP (kPa) x 102 ÷ TVD (m) + OMW (kg/ m3) KMW (ppg) = SIDPP (psi) ÷ 0.052 ÷ TVD (ft.) + OMW (ppg) En que: KMW - Peso del Lodo de Control OMW - Peso Original del Lodo SIDPP - Presión de Cierre de la Tubería de Perforación TVD - Produndidad Vertical Verdadera del fondo del pozo. El margen de viaje no se incluye en el cálculo del peso del lodo de control. La razón principal para ello es evitar cualquier presión adicional en el hoyoque podría provocar la ruptura de la formación. - Calcular la presión de circulación inicial ICP = SCRP + SIDPP - Calcular la presión de circulación final.


Ref.: HQS-PO-OPT-01

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FCP = SCRP x KMW OMW - Calcular las emboladas de la superficie a la broca. Volumen de la sarta de perforación = Emboladas Rendimiento de la bomba

- Calcular el tiempo de bombeo desde la superficie a la broca.

Total de emboladas de la superficie a la barrena = Tiempo Emboladas por minuto

Una vez se completen los cálculos anteriores, se prepara una gráfica de la presión de la bomba versus las emboladas de la misma y versus el tiempo en el gráfico del programa de bombeo por la tubería.

- Se localiza el punto de la presión de circulación inicial en la parte izquierda de la gráfica. - Se localiza el punto de la presión de circulación final en la parte derecha de la gráfica. - Se conectan los dos puntos con una línea recta. Utilizando la siguiente fórmula

ICP - FCP = caída de presión por incremento 10

para calcular la caída de presión por incremento y completar apropiadamente la parte inferior de la gráfica

- Para el tiempo, colocar "0" en la parte izquierda de la gráfica y en la

parte derecha, el tiempo total para bombear hasta la barrena. Se divide el tiempo total entre "10" para calcular los minutos por incremento.

- Para las emboladas, se coloca "0" en la parte izquierda de la gráfica

y el total de emboladas para llevar el lodo pesado hasta la broca en la parte derecha de la gráfica. Se diviede el tiempo total entre "10" para calcular los minutos por incremento.


Ref.: HQS-PO-OPT-01

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Nota: Este método es totalmente preciso únicamente cuando el diámetro interno es constante en toda la sarta de perforación. Si se utiliza una sarta de diámetro variable, o si el diámetro interno en el ensamblaje inferior de la sarta, este método no es completamente preciso, pero (es) adecuado en la mayoría de los casos. Por ejemplo, si son necesarias 1.000 emboladas para llenar la sarta de perforación a una velocidad reducida de la bomba para mejor control del flujo de 40 emboladas por minuto, y una presión inicial circulación de 70 kg/cm2 (1000 psi), y con una presión final de circulación de 35 kg/cm2 (500 psi), el programa de bombeo sería el siguiente:

A. Se localiza la presión de circulación inicial en la parte izquierda de la gráfica. B. Se localiza la presión de circulación final en la parte derecha de la gráfica.

C. Se conectan los puntos con una línea recta. D. En los espacios provistos en la parte inferior de la gráfica, escríbase (A) Tiempo: De la Superficie a la Barrena, (B) Emboladas de la Superficie a la Barrena y (C) Presiones.

A. TIEMPO 0 2.5 5 7.5 10 12.5 15 17.5 20 22.5 25

B. EMB. 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

C. PRES. 70 67 63 60 56 53 49 46 42 39 35

Una vez se haya completado la gráfica de la hoja de control, y se haya aumentado el peso del lodo, se prepara para iniciar la circulación bombeando por la tubería y retornando a través del estrangulador. Se abre la válvula del múltiple de estrangulamiento, ubicada aguas arriba del estrangulador (o aguas abajo,de ser posible), colocar el contador de emboladas en cero, asegurar que haya una buena comunicación entre el operador del estrangulador, el operador de la bomba de lodo y el personal del cuarto de bombeo. Arrancar la bomba a la velocidad escogida para el control mientras se mantiene constante la presión de cierre en el revestidor. Para las operaciones de control en pozos submarinos, se reduce la presión del revestidor en una cantidad igual a fricción en la línea del estrangulador (Ref. V.17.)


Ref.: HQS-PO-OPT-01

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Cuando la bomba alcance la velocidad mencionada, se registra la presión real de circulación en la tubería de perforación. Si la presión real de circulación es igual o se encuentra cerca de la presión inicial de circulación calculada, se continúa con el bombeo y se ajusta la presión de bombeo en la tubería según el programa. Si existe una diferencia significativa entre la presión real de circulación y la presión inicial calculada, se cierra el pozo e y se investiga la causa. Verificar que no haya presión atrapada al cerrar el pozo. (Ref. V.18) Lo más probable es que cualquier diferencia marginal entre los dos tipos de presión sea debida al hecho de que existiera algún tipo de imprecisión en la Presión Reducida obtenida a baja tasa de bombeo, SCRP y que se utilizó para calcular la presión de circulación inicial. La Presión Reducida SCRP real, y por ende la presión final de circulación corregida, puede calcularse a partir de la presión inicial de circulación como se indica a continuación: SCRP Real = (Presión Reducida de circulación inicial) - SIDPP FCP = (SCRP Real) x KMW / OMW En que: SCRP – Presión Reducida de circulación a baja tasa de bombeo De esta forma, es posible corregir el programa de presión de bombeo en la tubería (o presión de salida de la bomba) contemple el ajuste de las presiones de circulación. Cuando el lodo de control entra al anular, el operador del estrangulador debe en lo sucesivo mantener constante la presión de la tubería de perforación hasta que el lodo pesado regrese a la superficie. Siempre que se interrumpa la circulación, y se cierre el pozo durante una operación de control, es necesario asegurarse de que no exista presión atrapada y que la presión en el fondo del pozo sea igual a la presión de la formación (Ref. V 18) antes de continuar la operación.


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Cuando el lodo de control regrese incontaminado, y se considere que la circulación se ha completado, se debe cerrar el pozo y observar las presiones en la tubería y en el anular. Si, como se espera, no se registran presiones, se revisará si hay flujo del pozo a través de los estranguladores antes de abrir los BOPs. En las unidades flotantes, el conductor submarino será desplazado con el lodo de control y, de ser necesario, se purgará el gas atrapado en las BOP (Ref. V.15) antes de abrirlas. Si se detecta presión, se deberá investigar la causa y tomar las medidas adicionales necesarias, tal como se explica en la sección V.18. Es importante mantener un registro sistemático del tiempo, las presiones, los volúmenes, etc., en la página 2 del informe de influjos. Normalmente, se le asigna esta tarea al perforador o a su asistente.

- Ventajas

En ciertas circunstancias, con este método se genera la más baja presión sobre la formación cerca del asentamiento del revestidor. En el caso de pozos con secciones largas en hoyos desnudos, es muy poco probable que ocurra una pérdida de circulación con este método.

Requiere de una circulación menos que el Método del Perforador.

- Desventajas

Requiere de un tiempo mayor de espera antes de la circulación. En los casos en que se ha perforado un hoyo significativamente largo antes de encontrar un influjo, es posible que los cortes se asienten y taponen el espacio anular.

La migración de gas podría convertirse en un problema mientras se aumenta la densidad del sistema. En este caso, se puede utilizar el método volumétrico descrito en la sección II.2.3.3 para evitar presiones de fondo excesivas mientras se aumenta la densidad del lodo en el sistema activo. Pudiera no existir en el sitio suficiente barita para aumentar el peso del lodo al valor requerido.


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II.2.3.2 Método del Perforador Éste es un método de dos circulaciones. Durante la primera circulación se mantiene la presión de la tubería de perforación constante hasta que se circule el influjo afuera del hoyo. Durante la segunda circulación se bombea el lodo de control hasta la barrena mientras se siguiedo el programa de bombeo por la tubería de perforación. Si se logra circular todo el influjo satisfactoriamente en la primera circulación, la presión del revestidor debería permanecer constante. Cuando el lodo de control pase de la tubería al espacio anular, la presión de circulación final en la tubería se mantendrá constante hasta que el lodode control llegue a la superficie. A continuación se describe el procedimiento exacto: - Cuando las presiones se hayan estabilizadoarrancar la bomba a

velocidad seleccionada para el control mientras se mantiene constante la presión del revestidor (sustrayendo de ella la fricción en la línea del estrangulador para el caso de los BOPs submarinos)

- Cuando se tenga la bomba a la velocidad de control, el operador

del estrangulador debe observar el manómetro de la tubería de perforación y mantener dicha presión constante hasta que el influjo sea circulado totalmente afuera del pozo.

- Se aumenta el peso del lodo en el sistema de lodo activo al

pesorequerido para controlar la formación. - Se prepara un programa de bombeo tal como se hizo con el método

de Esperar y Pesar, utilizando la presión indicada para la tubería de perforación como presión de circulación inicial.

- Se arranca la bomba a velocidad de control mientras se mantiene

constante la presión del revestidor (en el caso de los BOPs submarinos, se mantiene constante la presión anular menos la fricción en la línea del estrangulador). Cuando se establece la velocidad de control, el operador del estrangulador debe observar


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el manómetro de la tubería de perforación y seguir el programa de la tubería de perforación hasta que el lodo pesado llegue a la barrena. De este punto en adelante se mantendrá constante la presión final de circulación en la tubería hasta que el lodo pesado regrese a la superficie. Referirse a la Sección II.2.3.1 si las presiones de la tubería de perforación o del revestidor se apartan significativamente de los valores esperados.

- Ventajas Es posible iniciar la circulación en forma inmediata si las condiciones del hoyo lo permiten. Es la opción más viable si hay limitacion de la barita disponible. Reduce la posibilidad de migración del gas. El programa de bombeo para la segund circulación no es absolutamente necesario si todo el influjo ha sido retirado del pozo con la primera circulación y no se ha experimentado un influjo posterior. Sin embargo, el perforador debe tener calcular las emboladas de la superficie a la barrena y hasta a la zapata del revestimiento para saber en todo momento en donde se encuentra el fluido de control en el pozo y prepararse para los eventos asociados. - Desventajas Genera las presiones más altas en el revestidor durante un periodo más largo de tiempo. En ciertas situaciones, se ejercen la más alta presión en la zapata. Requiere de una circulación más que el Método de Esperar y Pesar.

II.2.3.3 Método Volumétrico

(Nota: En aguas profundas se debe utilizar el método "Dinámico", descrito en la Sección VI.7.4.4)

Si, por algún motivo, no es posible circular un influjo de gas, puede ocurrir una migración de gas, lo que originaría altas presiones de fondo, superficiales y en la zapata del revestidor. Para minimizar esto, es


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necesario permitir que el influjo se expanda en forma controlada. Con el método volumétrico la presión de fondo se mantiene ligeramente por encima de la presión de la formación, mientras que se le permite al gas expandirse a medida que migra hacia la superficie.

Si existe Comunicación con la Tubería de Perforación

Si el bombeo no es una opción viable, y se sospecha que el gas está migrando debido al aumento constante en las presiones de cierre en tubería de perforación y en el anular, se debe utilizar el manómetro de la tubería. El procedimiento es el siguiente:

- Monitorear el manómetro de la tubería de perforación hasta que

registre un aumento de 700-1400 kPa (7-14 kg/cm2, 100-200 psi) sobre la presión inicial de cierre para que obtener un factor de seguridad por sobre balance.

- Mantener constane la nueva presión de la tubería purgando el lodo

del anular a través del estrangulador hasta que el tope del influjode gas llegue hasta la superficie. Si en este punto se purga el gas del anular sin bombear lodo en el pozo, el valor de la presión de fondo disminuirá por debajo del valor de la presión de la formación y se presentará otro influjo.

Si No hay Comunicación con la Tubería de Perforación La situación se complica cuando la sarta de perforación se tapa estando en el fondo, fuera del fondo, o fuera del hoyo, y se detecta una migración de gas. El procedimiento sería el siguiente: - Monitorear la presión del revestidor, permitiendo que aumente

aproximadamente 700 - 1400 kPa (7-14 kg/cm2, 100-200 psi) por encima de la presión de cierre original para que se obtenga un factor de seguridad por sobre balance.

- Calcular la presión hidrostática ejercida por cada litro (barril) de

lodo en el anular. Calcular la capacidad del anular basada en la tubería de perforación en un de diámetro en calibre, o si no existe tubería, utilícese el hoyo con diámetro en calibre.


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Gmud en kg/cm2 o psi Volumen Anular m3 bbl Si la tubería se encuentra fuera del hoyo, utilícese el siguiente cálculo:

Gmud en kg/cm2 o psi Volumen del Hoyo m3 bbl

En que: Gmud es el gradiente de presión del lodo.

Se monitorea la presión del revestidor, permitiendo que aumente 350-1050 kPa (3-10 kg/cm2, 50-150 psi) adicionales. Si el gas migra, la presión del revestidor aumenta. Se calcula el volumen de lodo que en el anular contribuiría a obtener una presión hidrostática igual al aumento seleccionado para la presión del revestidor. Es posible lograr esto si se utiliza la siguiente fórmula:

Aumento de la Presión del Revestidor = Vol. en litros a purgar (o barriles) Presión Hidrostática Ejercida por Cada

Litro(o barril) de lodo

- Se manatiene ahora constante la presión del revestidor hasta que se purgue la cantidad calculada de lodo hacia el tanque de viajes o hacia un tanque calibrado. Se debe mantener un registro de tiempo, presiones y volúmenes purgados.

- Se repite esta secuencia de permitir aumentos de la presión del

revestidor y luego purgar del anular el volumen calculado de lodo, durante el tiempo que sea necesario, o hasta que el gas llegue a la superficie.

Una vez que el gas llegue a la superficie, se debe detener el proceso de purga. Si se purga el gas del anular en este momento, la presión de fondo disminuirá por debajo del valor de la presión de la formación y se presentará otro influjo. Con el gas en la superficie, y por medio de lubricación, es posible reducir la presión del revestidor como se indica a continuación:


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- Se bombea dentro del anular en forma lenta el volumen de lodo seleccionado.

- Se permite que el lodo caiga a través del gas. Pudiera presentarse

un pequeño aumento de presión debido a que el gas se comprime con el lodo que se bombea, y se da tiempo suficiente para que ocurra la segregación.

- Se purga el gas del hoyo solamente, permitiendo que la presión del

revestidor disminuya en una proporción igual a la presión hidrostática del lodo bombeado en el pozo. Si la presión anular aumenta durante el bombeo, púrguese este aumento además del aumento de presión hidrostático ya purgado. Si el lodo comienza a regresarse, se cierra el estrangulador y se espera que el gas llegue a la superficie antes de proceder con la operación de purga.

- Se repite hasta que el gas haya sido purgado, o hasta que se

alcance la presión superficial deseada. - Ventajas

Se puede utilizar este método para intentar mantener la presión de fondo constante en caso de que la cuadrilla no logre bombear en la sarta de perforación, si la sarta está tapada, o si la sarta se encuentra fuera del hoyo y el gas migra. - Desventajas No se sabe de forma muy precisa cuál es el volumen necesario en el hoyo para realizar el cálculo.

II.2.4 Información Previamente Registrada Se debe registrar previamente la siguiente información en la hoja de de cálculo para control del influjo y que se debe mantener actualizada.

II.2.4.1 Presiones de Circulación a velocidad reducida


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Los pozos deben controlarse utilizando rata lenta de circulación por las siguientes razones: - Para permitir pesado uniforme y adecuada desgasificación del lodo. - para mantener al mínimo las presiones de circulación. Se deberán registrar las presiones de circulación a velocidad lenta: - Cuando sea práctico, en el inicio de cada turno de servicio. - Siempre que las propiedades del lodo se alteren. - Siempre que se modifique el diseño de hidráulica en la barrena. - Tan pronto como sea posible después de circular fondo arriba

en cualquier viaje

II.2.4.2 Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie (MAASP)

La Máxima Presión Anular Permitida en Superficie es la presión superficial que cuando se suma a la presión hidrostática de la columna de lodo provoca la ruptura de la formación en el punto más débil del pozo. Este valor se base usualmente en los datos de la prueba de fuga o de integridad de la formación, asumiéndose que el área por debajo de la zapata del último revestidor es el punto más débil del pozo. Se debe reconsiderar esta suposición si se encuentran zonas de pérdida o más débiles durante las operaciones de perforación realizadas posteriormente.

Durante las operaciones de control del pozo, es de fundamental importancia monitorear la posición del influjo con relación a la zapata del último revestidor.

Si el influjo se encuentra por debajo de la zapata del último revestidor, y la presión anular en superficie se acerca a la MAASP, se debe considerar una de las opciones siguientes:

l) Reducir al mínimo posible la velocidad de circulación. Ajustar de

conformidad la presión de bombeo en la tubería de perforación.


Ref.: HQS-PO-OPT-01

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2) Proseguir con los procedimientos de control del pozo y sobrepasar la MAASP, asumiéndose así el riesgo de fractura de la formación.

3) Permitir que la presión del revestidor superficial sobrepase la MAASP

en incrementos sucesivos mientras se monitorean los retornos del lodo en busca de gas o pérdidas.

4) Continuar con los procedimientos de control, pero esta vez abriendo

el estrangulador cuanto sea necesario para mantener la presión del revestidor igual a la MAASP, corriéndose así el riesgo de un influjo adicional.

5) Utilizar el método de control "Bullheading" que consiste en regresar el

influjo a la formación. 6) Utilizar un método de control terciario (tapón de barita o de

cemento). La selección de cualquier de los métodos anteriormente mencionados depende de la información disponible sobre la permeabilidad de la formación en que se presentó el influjo y de la resistencia del punto más débil de la zapata o del hoyo desnudo. A menos de que exista un fuerte indicativo de baja permeabilidad en la zona de influjo, es preferible sobrepasar la MAASP. Una vez que el influjo haya pasado la zapata, la MAASP basada en los datos de la prueba de la formación deja de ser relevante. En este caso, la MAASP se basará en los siguientes límites de presión para:

l) La sarta de revestimiento más exterior enla superficie. 2) Equipo del cabezal del pozo. 3) Preventor de reventones y equipo superficial relacionado con éste. 4) Otros equipos expuestos presiones de estallido o de colapso.

Durante las operaciones de control del pozo, es de suma importancia monitorear la posición del influjo para que se pueda determinar y utilizar correctamente el valor de la MAASP. Se notificará por escrito al Perforador de las medidas a tomar en caso de que la presión del revestidor alcance o sobrepase la MAASP inmediatamente después del cierre inicial.


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de Pozos

No se debe utilizar dispositivos de control automático de la MAASP. Es recomendable desactivarlos.

II.2.4.3 Pruebas de la Formación

La prueba de la formación determina la presión a la cual los fluidos comienzan a entrar a la formación. Es necesario efectuar esta prueba después de que se haya perforado 3 metros (10 pies) de hoyo por debajo de la zapata de cualquier revestidor que tenga como propósito contener presión.

Dicha prueba establecerá la resistencia de la formación en la zapata o la integridad de la cementación de la misma.

En las secciones largas de hoyo desnudo, la prueba original de la formación no necesariamente determinará el punto más débil del pozo así que en caso de que aparentemente se haya perforado una formación aún más débil, es imprescindible efectuar otra prueba de fuga de la formación.

II.2.4.4 Tolerancia de Influjo

La tolerancia de influjo es el influjo máximo que es posible controlar sin romper la formación. Esto se expresa usualmente en equivalente de peso del lodo. El cálculo de la tolerancia de influjo incluye un supuesto del volumen del influjo. Este volumen depende de muchos factores, pero principalmente de la precisión y respuesta de los sensores de volumen de lodo en los tnaques, del estado de alerta de la cuadrilla de perforación y de las condiciones del yacimiento. En la práctica, el volumen puede variar considerablemente. Cuando el cálculo de la tolerancia de influjo es equivalente a 60 kg/m3 (0.5 ppg) o menos, se debe informar y alertar al representante de la compañía operadora en el pozo. En este cálculo se recomienda asumir un volumen de influjo de 4 m3 (25 barriles), a menos que la información específica sobre la permeabilidad de la formación sugiera lo contrario.


Ref.: HQS-PO-OPT-01

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II.2.5 Influjos con la sarta Arriba del Fondo Cuando la sarta de perforación se encuentra parcial o completamente fuera del hoyo y se experimenta un influjo, se debe realizar cualquier labor para regresar la sarta de perforación al fondo de forma segura, mientras se mantiene al mismo tiempo el control del pozo. Se controla el pozo más efectivamente cuando la sarta se encuentra en el fondo. Tanto en los conjuntos de válvulas preventoras superficiales como en los conjuntos submarinos se recomienda instalar en la sarta o bombear en su interior una válvula preventora de flujo interno y forzar la tubería a través del preventor anular cerrado utilizando una combinación del método volumétrico y del método de forzamiento hasta que la sarta regrese al fondo, o hasta que sea imposible continuar con la operación de introducción forzada. Esto debe llevarse cabo con cautela y eficiencia. Es fundamental que todas las cuadrillas conozcan los procedimientos y el equipo, y por tanto es recomendable realizar esporádicamente prácticas y simulacros del procedimiento de control (véase la sección IV). Puntos importantes a considerar cuando se realizan operaciones de forzamiento de la sarta en el pozo con presión, son los siguientes: 1) Instalar un BOP interno sobre la válvula de seguridad completamente

abierta, o lanzar y bombear una válvula de contrapresión a través de la sarta. Abrir la válvula de seguridad de apertura plena antes de iniciar el forzamiento de la sarta en el pozo para verificar que el BOP interno no presente fugas.

2) Contar con una válvula de seguridad de apertura plena adicional

antes de iniciar las operaciones de forzamiento. 3) Retirar todos los protectores de desgaste del revestimiento instalados

en la tubería de perforación. 4) Lubricar la sarta con grasa y/o verter aceite en el tope del preventor

anular cerrado. Asegurarse de que los acoples de la tubería tengan superficie lisa, sin rugosidades o marcas y talladuras desgarrantes.


Ref.: HQS-PO-OPT-01

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5) Aplicar la menor presión de cierre posible al preventor anular sin permitir fugas. Observar la línea de flujo en busca de fugas. Cualquier retorno debe entrar al tanque de viajes.

6) Medir y registrar con precisión los volúmenes de lodo purgado

utilizando el tanque de viajes. De ser posible, es preferible utilizar un tanque independiente para el lodo desplazado en el forzamiento.

7) Mantener la sarta llena. La sarta debe llenarse desde el tanque de

viajes. Medir y registrar los volúmenes de lodo utilizados en el llenado de la sarta.

8) Monitorear el el tubo condutor submarino en busca de ganancias de

lodo y tomar en cuenta los efectos de la oscilación vertical y de los cambios de marea cuando se realice la operación de forzamiento.

9) Graficar las presiones del revestidor versus los tramos de tubería

introducidos en el pozo y observar cuando ocurre un cambio significativo en la pendiente de forma que se identifique el momento en que la sarta ha entrado en el influjo o el momento en que el influjo ha entrado en la línea de estrangulamiento del conjunto preventor de reventones marino.

10) Es esencial que se permita que el elemento empaquetador de la

preventora anular fugue ligeramente cuando se forcen a través de ella los acoples de la tubería. Se debe ajustar la válvula del regulador de presión de la unidad de control del BOP para que provea y mantenga un control de presión apropiado. En los manuales de operación del fabricante de los BOPs se indica las presiones de cierre recomendadas. Se puede conectar una botella acumuladora a la línea de cierre del preventor anular para mejorar el control del BOP mientras se pasan forzadas las uniones de la tubería a través del preventor cerrado. El forzamiento de las uniones a través del preventor anular debe hacerse a baja velocidad para evitar la inducción de presiones y para prolongar la vida útil de la unidad empaquetadora. Las velocidades de forzamiento no deben sobrepasar los 0.6 m/seg (2 pies/seg). Asimismo, se recomienda ventear la línea de control de la cámara de apertura del preventor anular (Cameron Tipo D) para mejorar la el forzamiento de las uniones de tubería través del preventor.


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de Pozos

Es importante implementar los procedimientos correctos a utilizar en caso de que surja un influjo mientras se está haciendo un viaje. Cada taladro debe contar con una "lista de verificación de la operación de forzamiento" que ayudará a los supervisores antes y durante esta operación de control del pozo. En las condiciones abajo indicadas, se discuten los procedimientos pertinentes al método volumétrico y forzamiento de la sarta, combinados: -Forzamiento a través del preventor anular -Forzamiento a través del preventor de arietes

II.2.5.1 Introducción de la Tubería a Presión hasta el fondo.

Forzamiento a través de Preventores Anulares 1) Después de cerrar el pozo, registrar la presión inicial de cierre del

revestidor y determinar el volumen del influjo. 2) Durante la preparación para la operación de forzamiento, permitir

que la presión del anular cerrado aumente hasta la Pchoke (Presión del Estrangulador), dada por:

Pchoke = SICP + Psaf + Pstep Donde, SCIP = Presión Inicial de Cierre del Revestimiento Psaf = Factor de segurida para compensar la pérdida de

presión hidrostática a cuando el influjo sube desde la parte inferior de la sarta hasta alrededor del ensambleje de fondo, calculado de la siguiente forma:

Psaf = {Vinf/CapOH/DC - Vinf/CapOH} x {Gmud - Ginf} kPa (psi)

Vinf = Volumen inicial del influjo (ganancia en los tanques) m3 (barriles)


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CapOH/DC= Capacidad anular hoyo desnudo/ portamechas (ó lastrabarrenas) en m3/m (barriles/pies))

CapOH = capacidad del hoyo desnudo m3/m (barriles/pies) Gmud = gradiente de lodo kPa/m (psi/pie) Ginf = gradiente estimado de influjo kPa/m (psi/pie) Pstep = Incremento de presión de trabajo kPa (psi) (ó incremento para cada etapa o paso del proceso)

Los valores adecuados de Pstep se seleccionan entre 350-700 kPa (50-100 psi), teniendo en cuenta las divisiones de la escala de los manómetros de presión disponibles.

3) Iniciar la operación de forzamiento permitiendo que la presión del

estrangulador aumente a: Pchoke = SICP + Psaf + Pstep sin purgar lodo del anular.

4) Una vez que se alcance la presión Pchoke requeida en el estrangulador, se mantiene constante mientras de introduce forzada la tubería de perforación en el hoyo. El exceso de presión que se origina es purgado a través del múltiple de estrangulamiento en el tanque de viajes. Si el influjo en el fondo del pozo es de líquido (agua, por ejemplo), el volumen de lodo purgado debe ser igual al desplazamiento del extremo cerrado de la tubería de perforación introducida. Si el influjo es total o parcialmente de gas, el volumen de lodo purgado debe ser superior al desplazamiento del extremo cerrado de la tubería de perforación introducida, debido a la expansión que experimentó el gas durante su migración. Esto originará alguna pérdida de presión hidrostática que debe compensarse utilizando el siguiente procedimiento:

5) Continúese la introducción de la tubería manteniendo la presión del

anular en el valor Pchoke hasta que el volumen total drenado en el tanque de viajes sobrepase el desplazamiento del extremo cerrado


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de la tubería de perforación en una proporción Vstep calculada como sigue:

Vstep = Pstep x CapOH/DC / Gmud m3 (bbl) Nota: Dependiendo del diseño e instalación del equipo en el

taladro, en vez de purgar el lodo y el gas por medio del separador gas-lodo, dentro del tanque de viajes, también es posible purgarlos en un tanque calibrado auxiliar. En ese caso, el volumen de desplazamiento de cada tramo de la tubería es drenado en el tanque de viajes y el exceso de volumen es medido en el tanque auxiliar o el retorno se recibe en el tanque de viaje desde donde se purga hacia el tanque auxiliar el volumen de desplazamiento de cada tramo cerrado de tubería que se introduzca y el volumen en exceso permanece en el tanque de viaje.

6) Cuando el exceso de volumen medido sea igual al Vstep, se cierra el

estrangulador y se permite que la presión del múltiple de estrangulamiento aumente en incrementos de presión de trabajo o presión de la etapa al introducir la tubería de perforación en el hoyo. No se debe purgar el volumen de desplazamiento de la tubería con extremo cerrado durante esta etapa de la operación.

Se recomienda introducir el tramo completo en el hoyo en cada

etapa de la operación (ejemplo: mientras se mantiene Pchoke constante, o cuando se aumenta Pchoke en el incremento de presión de trabajo o presión de la etapa, Pstep) para simplificar el proceso de purga y para mejorar la precisión de las mediciones del volumen diferencial, lo que resulta directamente en una mejoría del control de la presión de fondo. Como consecuencia de introducir el tramo completo, se obtendrá ocasionalmente presiones de estrangulamiento más altas de lo requerido, y éstas deben ser tomadas en cuenta cuando se sume el siguiente incremento de presión. En este método de control se contemplan los factores de seguridad utilizados para obtener suficiente sobreequilibrio, particularmente cuando la sarta de perforación penetra el influjo.

7) Se repiten los pasos 5 y 6 cuantas veces sea necesario, hasta que se

presente una de las siguientes situaciones:


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- La barrena ha regresado al fondo. - El gas ha llegado a la superficie. - No es posible continuar la operación de forzamiento de la sarta

en el pozo (presiones excesivas, problemas en el conjunto de prevención de reventones, resistencia del hoyo desnudo, etc.).

Se detiene entonces la operación de forzamiento y el pozo es controlado de forma convencional si el influjo se encuentra sobre la barrena. La posibilidad de tener que controlar el pozo con la barrena fuera del fondo es relativamente pequeña, debido a que la migración de gas en el lodo es lenta y la barrena puede ser regresada al fondo antes de que el gas llegue a la superficie. Debe tomarse en consideración el aumento de los regímenes de migración del gas en los fluidos de rehabilitación antes de decidir introducir la tubería en el hoyo. Cuando la barrena ha regresado al fondo, o se encuentra debajo del influjo, es posible controlar el pozo convencionalmente, utilizando el Método del Perforador. Forzamiento de la sarta a través de Preventores de Ariete - La operación de forzamiento a través de preventores de ariete solo

se permitirá en el caso de los conjuntos de BOP en la superficie. - No se permite forzar la sarta de ariete a ariete si solo se dispone de

dos de ellos. - Al igual que en todas las operaciones de forzamiento, se debe

conocer en todo momento la posición de los acoples de la tuberíadentro del conjunto preventor.

Para evitar el daño prematuro de los preventores de ariete se debe reducir a un mínimo la presión efectiva de cierre. Cuando una unión de la sarta llega a los arietes inferiores cerrados, se procede a cerrar los superiores. Se aumenta entonces la presión entre los dos arietes cerrados hasta alcanzar la presión actual del pozo, y los arietes inferiores se abren, permitiendo que pase el unión o acople de la tubería. Cuando la siguiente unión de tubería se acerca a los arietes superiores, el grupo de arietes inferiores se cierra, y la presión entre los dos grupos es purgada. Se abren entonces los arietes superiores, permitiendo que pase la unión. Se


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repite este proceso alternando el forzamiento de un ariete al otro hasta que la tubería llegue al fondo o hasta que la barrena penetre en el influjo.

II.2.5.2 Control del pozo con la sarta arriba del fondo

Este método involucra circulación en el punto de cierre del pozo. La barrena no se encuentra en el fondo y la operación de controla se hace más complicada. Se considerará realizar un control fuera de fondo si: - La presión del revestidor es demasiado alta como para permitir el

forzamiento. - El oleaje se ha convertido en un problema para llevar a cabo el

forzamiento. - La tubería se ha atascado. - Surgen problemas con el equipo. La dificultad de utilizar este método es proporcional a la distancia desde el fondo y a la debilidad del asentamiento del revestidor. Cuanto más distante esté la barrena del fondo y cuanto más débil sea el asentamiento del revestidor, más difícil será usar el método.

Si el asentamiento del revestidor es lo suficientemente resistente, podría ser posible controlar el pozo elevando el peso al sistema y bombeando lodo pesado. Si la barrena se encuentra en el hoyo desnudo la densidad del lodo utilizado no debe sobrepasar el Peso del Lodo Equivalente, basado en los datos de la prueba de la formación. Debido a que en relación con la profundidad total (TD), la barrena se encuentra a menor profundidad, se "sobre controlará" el pozo. Las posibilidades de que se atasque la sarta son considerables. Además, la elevación del peso al sistema no evitará la migración de gas. Si se puede estabilizar el pozo y evacuar el influjo con este método, una vez que el pozo esté abierto será necesaria la introducción de la sarta en el hoyo por etapas.

II.2.5.3 Sarta Fuera del Hoyo Si la sarta se encuentra fuera del hoyo cuando se detecta un influjo y la presión superficial de cierre permite bajar los primeros tramos de


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lastrabarrena o tubería de perforación en el hoyo, el MIC podría decidir iniciar las operaciones de forzamiento ya que éstas facilitarían controlar el pozo. La barra de rotación (kelly) o la cabeza giratoria (top drive) pudieran requerirse con más tubos individuales para agregar peso a la serta. Los lastrabarrena utilizados deben ser lisos.

La máxima presión superficial que es posible vencer con el peso del primer tramo, ignorando la fricción entre el preventor anular y la sarta, se calcula de la siguiente manera: Presión máxima superficial = Peso del primer tramo en el lodo Área transversal del tramo El procedimiento para introducir la sarta de nuevo en el hoyo es el siguiente: 1) Instalar un BOP interior (válvula Gray, o preferiblemente, válvula de

flotador) en el primer tramo de lastrabarrenas lisos o de tubería de perforación. Utilizar una broca sin chorros o boquillas para reducir la posibilidad de taponamiento de los mismos.

2) Bajar el tramo hasta justo sobre los arietes de corte y cerrar el

preventor anular.

3) Abrir los arietes de corte y forzar el tramo a través del preventor anular cerrado. Permitir que la presión del estrangulador aumente en incrementos de presión de trabajo o de la etapa y mantenerla constante de ahí en adelante.

4) Llenar la sarta con lodo.

5) Si se utiliza lastrabarrenas en vez de tubería de perforación, utilizaara

sólo los lisos y mantener la presión en el estrangulador constante. No utilizar más de tres tramos de lastrabarrena.

6) Permitir que la presión del estrangulador aumente hasta SICP + Psaf +

Pstep sin purgar el lodo cuando se forcen los primeros tramos de tubería de perforación.


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7) Continuar con el método combinado de forzamiento y volumétrico, como se describió en la sección anterior.

Si no es posible introducir la sarta en el pozo, será necesario utilizar el método volumétrico o el regreso a presión del influjo hacia la formación. Nota: Volver a entrar la sarta en un pozo submarino que ha sido

cerrado con la sarta de perforación en una unidad flotante puede ser difícil debido al oleaje que produce una oscilación vertical y a la distancia a recorrer hasta el conjunto submarino de preventores de reventones. La oscilación vertical no debe exceder la distancia entre los arietes ciegos o de corte y el preventor anular. Para evitar el pandeo de la tubería de perforación dentro del conductor submarino, se debe utilizar el peso de la lastrabarrena para regresar la sarta al hoyo.

II.2.6 Posiciones de la Cuadrilla Durante las Operaciones de Control de Influjo en los Pozos

II.2.6.1 Perforador

El Perforador es la línea principal de defensa cuando ocurre un influjo. Es su responsabilidad: - Cerra el pozo. - Llamar a la persona encargada. - En las unidades flotantes, llamar al Ingeniero Submarino al piso de

perforación. - Monitorear regularmente el tiempo, presiones, volúmenes, etc., y

registrar los valores correspondientes en la página 2 de la planilla de notificación de influjos No. 384 (Ref. Apéndice 3).

- Permanecer en la consola de perforación para accionar las bombas del taladro durante los procedimientos de control.

II.2.6.2 Superintendente del Taladro

El Superintendente del taladro es la persona encargada de la operación de control. Es su responsabilidad asegurarse de que la cuadrilla esté organizada y preparada para controlar el pozo. Consultará con el Representante de la Compañía siempre que sea posible. El


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Superintendente del taladro o la persona que éste designe operará el estrangulador durante las operaciones de control del pozo.

II.2.6.3 Encuellador/Asistente del Perforador

- El Encuellador/Asistente del Perforador debe movilizarse hacia el área de los tanques de lodo, poner en línea el separador gas-lodo, el desgasificador y las bombas de mezcla para aumentar el peso del lodo.

- Hacer los arreglos necesarios para añadir barita y mantenerse en

posición "standby" en espera de las instrucciones específicas del Superintendente del taladro y del Ingeniero de Lodo.

- Cuando comienza el bombeo, debe revisar constantemente el peso del lodo y notificar al Perforador.

II.2.6.4 Ayudantes de Perforación

Posicionados en el piso de perforación, bajo la dirección del Perforador.

II.2.6.5 Electricistas/Mecánicos En posición "standby", en espera de instrucciones.

II.2.6.6 Representante de la Compañía Se sugiere que durante la operación de contención permanezca en el panel de control remoto del estrangulador para que pueda comentar la operación con el Superintendente del Taladro.

II.2.6.7 Ingeniero de Lodo

Movilizarse hacia los tanques de lodo, revisar las preparaciones del Encuellador/Asistente del Perforador, asistir en la preparación del peso apropiado de lodo y en el mantenimiento del mismo.

II.2.6.8 Personal Adicional en las Unidades Costa Afuera Las responsabilidades de este personal son fijadas en la estación. A continuación se indica algunos ejemplos:

Supervisor de la Gabarra:


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- Asegurarse de que se notifique al bote que se encuentra disponible - Permanecer en el cuarto de control en espera de instrucciones.

Cementador: - Desplazarse a la unidad de cementación, hacer los arreglos pertinentes, alinear la unidad y esperar instrucciones.

Peones: - Presentes en el cuarto de bombeo de lodo en espera de las instrucciones del encuellador.

Ingeniero Submarino: - Reportarse al piso de perforación para inspeccionar el panel

submarino y observar posibles problemas. - Esperar las instrucciones del Superintendente del taladro.


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Revisión: 0 Capítulo III Equipos para Control de Pozos

CAPÍTULO III - EQUIPOS PARA CONTROL DE POZOS


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III.1 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS PARA LOS BOP's.......................................................................................3

III.1.1 BOP's Superficiales ...........................................................................................................................3 III.1.2 BOP's Submarinos.............................................................................................................................8 III.1.3 Conectores del Cabezal del Pozo y del Tubo Conductor Submarino Inferior (LMRP).......9

III.2 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE LOS DESVIADORES............................................................................12 III.2.1 Desviadores – Unidades en Tierra Firme, Gabarras de Pantano, Plataformas Autoelevadizas.... 12 III.2.2 Desviadores – Unidades Flotantes............................................................................................. 13

III.3 REQUERIMIENTOS DE LAS UNIDADES DE CIERRE Y ACUMULADORES ................................................15 III.3.1 Sistemas de Preventores Superficiales...................................................................................... 15 III.3.2 Sistemas de Preventores Submarinos....................................................................................... 17

III.4 REQUERIMIENTOS DEL MÚLTIPLE DE ESTRANGULAMIENTO Y DEL MÚLTIPLE DE FLUJO DEL TUBO VERTICAL ...21 III.4.1 Múltiples de Estrangulamiento en Unidades en Tierra Firme, Gabarras de Pantano y

Unidades Autoelevadizas ........................................................................................................... 21 III.4.2 Múltiples de Estrangulamiento en Unidades Flotantes ......................................................... 23 III.4.3 Múltiple de Flujo del Tubo Vertical- Superficial y Submarino: .............................................. 26

III.5 OTROS EQUIPOS UTILIZADOS EN LAS OPERACIONES DE CONTROL DE POZOS................................27 III.5.1 Válvulas de Seguridad................................................................................................................. 27 III.5.2 BOP Interior .................................................................................................................................... 27 III.5.3 Válvulas de Flotador .................................................................................................................... 28 III.5.4 Válvulas en la Junta de Rotación (Válvulas de la Kelly ) .................................................... 28 III.5.5 Separadores Gas-Lodo................................................................................................................ 29

III.6 REQUISITOS PARA LAS PRUEBAS DEL EQUIPO DE CONTROL DE POZOS ............................................31 III.6.1 Frecuencia de las Pruebas de Presión ..................................................................................... 31 III.6.2 Frecuencia de las Pruebas de Funcionamiento .................................................................... 32 III.6.3 Equipos a Probar........................................................................................................................... 33 III.6.4 Valores de las Pruebas de Presión ............................................................................................ 33 III.6.5 Pruebas a la Máxima Presión de Trabajo ................................................................................ 34 III.6.6 Pruebas del Acumulador ............................................................................................................ 34


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Un aspecto sumamente importante del control de pozos es la selección y uso apropiado de los preventores de reventones, estranguladores, múltiples de estrangulamiento, separadores lodo-gas, desgasificadores, equipo de monitoreo del lodo y de todos los demás equipos relacionados con el control del pozo. Únicamente es posible iniciar con éxito los procedimientos de control si el equipo ha sido seleccionado apropiadamente, mantenido y atendido correctamente.

III.1 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS PARA LOS BOP’s

Se cumplirá con los procedimientos indicados en este Manual de Control de Pozos, y se utilizará el equipo aquí descrito.

Es preciso que se entienda que los BOP's conforman sólo una parte de la integridad del pozo. El equipo del cabezal del pozo, el revestidor y el hoyo desnudo deben también ser considerados. Los cabezales de los pozos y los equipos de control de presión deben cumplir con los requerimientos mínimos de presión de trabajo. Los equipos de control de pozos se encuentran disponibles en cinco (5) categorías de presión de trabajo: 13.800 kPa, (2.000 psi-2M); 20.700 kPa, (3.000 psi-3M); 34.500 kPa, (5.000 psi-5M); 69.000 kPa, (10.000 psi-1OM); 103.500 kPa, (15.000 psi-15M). A continuación se indican los equipos y los procedimientos de control de pozos que se consideran como requerimiento mínimo.

III.1.1 BOP’s Superficiales Los requerimientos mínimos de los sistemas que se detallan a continuación son los siguientes:

III.1.1.1 Conjuntos de 2M psi Un (1) preventor de tipo anular, aunque se recomienda ampliamente el uso de un(1) preventor anular y de un (1) preventor tipo ariete, (Véase la Ilustración III.1).


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III.1.1.2 Conjuntos de 3M y 5M psi Un (1) preventor tipo anular y dos (2) preventores tipo ariete, (véase la Ilustración III.2).

III.1.1.3 Conjuntos de 10M y 15M psi Un (1) preventor tipo anular de 5000 psi y tres (3) preventores tipo ariete de 10000 y 15000 psi, respectivamente. (véase la Ilustración III.3).

III.1.1.4 Arietes de Corte/Ciegos – Salidas para Estrangulamiento e Inyección

Deberá haber en el conjunto de preventoras por lo menos una (1) salida para inyectar y (1) salida hacia el estrangulador con por lo menos dos (2) válvulas de apertura total en cada salida al estrangulador. Si el conjunto de preventores de reventones está provisto de arietes (rams) de corte, estos deberán ser capaces de cortar la tubería de perforación más pesada que se utilice en en la unidad (excepto la tubería pesada - HWDP). En los conjuntos de 5M, 10M y 15M psi, por lo menos una de las válvulas será operada hidráulicamente a distancia. Para los conjuntos de 5M psi o más, se utilizarán por lo menos dos (2) válvulas de apertura total y una válvula de contraflujo, o dos (2) válvulas de apertura total (una de ellas, operada a distanicia) en cada línea de control o inyección. En el caso de los conjuntos de 2M y 3M de psi, se utilizarán por lo menos una (1) válvula de apertura total y una válvula de contraflujo, o dos (2) válvulas de apertura total (una de ellas, operada a distancia) en cada línea de control o de inyección.

III.1.1.5 Trabadores de los Arietes (Rams) Todos los preventores tipo ariete estarán equipados con mecanismos de bloqueo o seguro de cierre.


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EJEMPLOS DE MONTAJE DE CONJUNTOS SUPERFICIALES

Un Preventor Anular- 2M psi. Un Preventor Anular y Uno de Ariete – 2M psi.

ILUSTRACIÓN III.1

Preventor Anular

Ariete

Línea Control

Cruz

O

Línea Estrangulamiento

Preventor Anular

línea de Control

Cruz

O

Línea de Estrangulamiento

Válvula Hidráulica

Válvula Manual

Válvula Sin Retorno

Leyenda


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EJEMPLOS DEL MONTAJE DE CONJUNTOS SUPERFICIALES

Un Preventor Anular y Dos de Ariete - De 3M a 5M psi

ILUSTRACIÓN III.2

Preventor Anular

Ariete

Ram Type

Cruz

Línea de Control


O

Operada Remotamente

NRV Operada Remotamente

Preventor Anular

Ariete

Ariete

Línea de Control Línea Estrangulamiento

Cruz

O

Válvula Hidráulica

Válvula Manual

Válvula Sin Retorno

Leyenda


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Válvula Hidráulica Válvula Manual Válvula Sin Retorno

Leyenda

EJEMPLOS DE MONTAJE DE CONJUNTOS SUPERFICIALES

Un Preventor Anular y Tres de Ariete Uno Anular y Cuatro de Ariete De 10M a 15M psi De 10M a 15M psi

Línea de Control Línea de Estrangulamiento

Preventor Anular

Ariete Doble

O

Cruz

Ariete

Preventor Anular

Ariete

Ariete

NRV

Operada a Distancia

Operada Remotamente

ILUSTRACIÓN III.3


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III.1.2 BOP’s Submarinos

III.1.2.1 Conjuntos de 2M psi Un (1) preventor de tipo anular y dos (2) preventores de tipo ariete, (Véase la Ilustración III.4).

III.1.2.2 Conjuntos de 5M psi Un (1) Preventor de tipo anular y tres (3) preventores de tipo ariete, (Véase la Ilustración III.5).

III.1.2.3 Conjuntos de 10M y 15M psi Un (1) Preventor de tipo anular de 5M de psi y cuatro (4) preventores de tipo ariete de 1OM y 15M de psi, respectivamente, (Véase la Ilustración III.6).

III.1.2.4 Arietes (Rams) de Corte/Ciegos – Salidas para Estrangulamiento e Inyección.

Deberá haber por lo menos un (1) conjunto de arietes de corte/ciegos, una salida de Inyección y una (1) salida al estrangulador con dos (2) válvulas a prueba de falla por salida para los conjuntos de 2000 psi y de 5000 psi. Deberá haber por lo menos un (1) conjunto de arietes de corte/ciegos, una salida para inyección y dos (2) salidas al estrangulador para los conjuntos de 10000 y 15000 psi. Estas configuraciones deberán permitir la circulación por debajo de los arietes de corte/ciegos. Los arietes de corte deberán ser capaces de cortar la tubería de perforación más pesada que se utilice en la unidad (excepto la tubería pesada -HWDP).

III.1.2.5 Trabadores de los Arietes (Rams) Todos los preventores de tipo ariete estarán equipados con mecanismos de bloqueo o seguro de cierre.


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III.1.3 Conectores del Cabezal del Pozo y del Tubo Conductor Submarino

Inferior (LMRP) Una parte integral del BOP submarino es el cabezal del pozo y el conector del tubo conductor submarino inferior (En inglés, abreviado como LMRP). La mínima presión de trabajo en el conector del cabezal será igual a la de los preventores de ariete. El conector del LMRP tendrá una presión de trabajo igual o superior al de los preventores anulares. Se empleará empaquetaduras tipo anillo en ambos conectores, las cuales están diseñadas para proveer un sellado de "superficie metálica a superficie metálica". Únicamente se utilizará los anillos tipo hy-car cuando no sea posible obtener un sellado de superficie metálica a superficie metálica, pero ésta no debe ser una alternativa permanente. El equipo de prevención de reventones no debe utilizarse en el cabezal del pozo en un ángulo mayor de 1.5 grados para que no se dañen los componentes del BOP. De ocurrir tal daño, la capacidad del BOP para retener la presión pudiera verse comprometida. Es esencial monitorear el desgaste del revestidor siempre que el perfil del pozo contemple un punto de desviación poco profundo o dobleces "pata de perro" por debajo del tubo o línea de lodo.


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EJEMPLOS DE MONTAJE DE CONJUNTOS SUBMARINOS

Uno Anular & Dos de Ariete – 2M psi Uno Anular y Tres de Ariete - 5000 psi

Conector

Preventor Anular

Ariete

Ariete

Conector


Línea de Control

Preventor Anular

Conector

Ariete

Ariete

Ariete

Conector

Línea de

C t l


ILUSTRACIÓN III.4 ILUSTRACIÓN III.5

Válvulas a prueba de fallas

Leyenda


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EJEMPLOS DE MONTAJE DE CONJUNTOS SUBMARINOS

Un Preventor Anular y Cuatro Preventores de Ariete – de 10M a 15M psi.

ILUSTRACIÓN III.6

Preventor Anular

Ariete

Ariete

Ariete

Ariete

Conector

Conector

Línea de Control


Válvulas a prueba de fallas

Leyenda


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III.2 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE LOS DESVIADORES El tiempo de cierre no debe sobrepasar los 30 segundos en el caso de los desviadores con un diámetro interior menor de 47.63 cm (18 3/4"), y 45 segundos en el caso de los desviadores con un diámetro interior igual o superior a 47.63 cm (18 3/4").

III.2.1 Desviadores – Unidades en Tierra Firme, Gabarras de Pantano, Plataformas Autoelevadizas

Se utilizará un cabezal desviador capaz de obturar alrededor de la junta kelly, tubería de perforación o tubería de revestimiento.

III.2.1.1 Líneas de Venteo Se instalaran por lo menos dos líneas de alivio que permitirán desviar los retornos del hoyo hacia los extremos opuestos del taladro. En los taladros o unidades en tierra firme se acepta la instalación de una sola línea. La(s) línea(s) del desviador podría derivarse de una línea común que se conecta al pozo por debajo del cabezal del desviador. La línea común debe tener un diámetro nominal de por lo menos 203 mm (8 pulgadas).

III.2.1.2 Sistema de Desviación del Flujo

- El sistema de desviación del flujo o venteo a la atmósfera será instalado

con un número mínimo de codos, y todas las líneas estarán bien aseguradas. Cada línea de alivio estará equipada con una válvula de apertura total, operada con presión y sin restricciones. La secuencia operativa del sistema desviador será la siguiente:

- Abrir la válvula seleccionada (Ref: I.l9). - Cerrar el desviador Estas funciones estarán interconectadas (de modo que se ejecuten en forma simultánea al accionar el actuador correspondiente en el panel de control). Se deberá proveer una forma de alternar el flujo de un punto de venteo al otro, sin necesidad de cerrar el sistema.


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- Si se requieren codos o curvas en las líneas de venteo se debe poner especial cuidado para protegerlos de la erosión mediante las siguientes acciones:

- Utilizar codos de radio largo. - Utilizar codos de mayor espesor metálico. - Si la línea normal de flujo (tubo de retorno del lodo) y la salida de alivio

del desviador conforman una línea común, o si la línea normal de flujo se conecta por debajo del cabezal del desviador, es necesario instalar una válvula de operación remota que cerrará automáticamente los retornos a los tanques de lodo cuando se cierre el desviador.

- No se utilizarán conexiones tipo camisa atornillada en las líneas del

sistema desviador.

III.2.2 Desviadores – Unidades Flotantes

Se instalará un desviador que sea capaz de obturar alrededor de la junta kelly o de la tubería de perforación. El mismo deberá ser asegurado al taladro de tal forma que la junta flexible no se expanda hacia arriba, a través de la mesa rotatoria, en caso de que se encuentre presión.

III.2.2.1 Líneas de Venteo

Se instalarán por lo menos dos (2) líneas de alivio de 304.56 mm (12 pulgadas) de diámetro nominal. En los taladros que operan en el modo de posicionamiento dinámico, una sola línea es aceptable. Estas líneas deben estar dispuestas de manera que permitan el venteo de los retornos del pozo hacia extremos opuestos del taladro. Las líneas de alivio del desviador pueden partir de una línea común que se conecte al pozo por debajo del cabezal del desviador. La línea común debe tener como mínimo un diámetro nominal de 304.56 mm (12 pulgadas).


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III.2.2.2 Sistema Desviador del Flujo - El sistema de desviación del flujo o de venteo del pozo a la

atmósfera será instalado con un número mínimo de codos, y todas las líneas estarán bien aseguradas.

- Si se requieren codos o curvas en las líneas de venteo se debe

poner especial cuidado para protegerlos de la erosión mediante las siguientes acciones:

- Utilizar codos de radio largo.

- Utilizar codos de mayor espesor metálico.

- En el sistema de venteo del pozo únicamente se utilizarán

válvulas sin restricciones, de apertura total.

- Toda válvula del sistema de alivio o desviador del flujo del pozo debe ser operada a presión.

- El sistema debe estar equipado de forma que por lo menos una

línea de alivio se abra automáticamente cuando se cierra el cabezal del desviador. Asimismo, se debe proveer un medio de alternar el flujo de un punto de venteo al otro si necesidad de cerrar el sistema.

- Si la línea normal de flujo (tubo de retorno del lodo) y la salida de

alivio del desviador conforman una línea común, o si la línea normal de flujo se conecta por debajo del cabezal del desviador, es necesario instalar una válvula de operación remota que cerrará automáticamente los retornos del pozo a los tanques de lodo cuando se cierre el desviador.

- No se utilizará conexiones tipo camisa atornillada en el sistema

del desviador.


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III.3 REQUERIMIENTOS DE LAS UNIDADES DE CIERRE Y ACUMULADORES

III.3.1 Sistemas de Preventores Superficiales La unidad de cierre consistirá de una unidad acumuladora independiente y automática, con una capacidad de presión efectiva de por lo menos 20.700 kPa (3.000 psi), con un múltiple de control que indique claramente la posición 'open' (abierto) o 'close' (cerrado) de los preventores y de la válvula hidráulica de la línea del estrangulador. Es esencial que las unidades operadoras de los BOPs estén equipadas con válvulas automáticas reguladoras de 0-20,700 kPa (0-3,000 psi) o 0-34,500 kPa (0-5,000 psi) según sea apropiado para la presión efectiva del acumulador, y válvulas de regulación manual a prueba de fallas. Esta unidad debe estar ubicada en un área segura. Dicha área se define como "una ubicación en que es posible operar la unidad si se presenta un incendio en el pozo o si se pierde el control de éste último.

Debido al gran volumen que se requiere para cerrar el(los) preventor(es) anular(es) y los desviadores de gran diámetro (como el Hydrill MSP), se establecerá la presión hidráulica de cierre inicial del preventor anular según el valor de la presión máxima efectiva, durante las operaciones normales de perforación. Sin embargo, se podrá reajustar según los valores recomendados por el fabricante después del cierre y/o antes de la introducción del revestidor, pruebas rutinarias de presión y operaciones de forzamiento.

III.3.1.1 Capacidad del Acumulador / Tiempo de Respuesta El volumen del acumulador de los sistemas de los BOPs debe establecerse de forma a que exista un remanente de presión acumulada igual o superior a 1380 kPa (200 psi) por encima de la presión mínima de carga previa recomendada, después de ejecutar las siguientes operaciones (con las bombas de precarga aisladas):

- Cerrar todos los preventores (de ariete y anulares) y abrir todas

las válvulas HCR (válvulas hidráulicas operadas a control remoto). - Abrir todas los preventores (de ariete y anulares) y cerrar todas las

válvulas HCR.


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- Cerrar el preventor anular. - Abrir la válvula remota de la línea del estrangulador.

Para instalaciones superficiales, el sistema de control de los BOPs debe ser capaz de cerrar cada BOP tipo ariete (ram) en 20 segundos. El tiempo de cierre no debe exceder los 30 segundos en el caso de los preventores anulares con un diámetro interno menor de 47.63 cm (18 3/4"), y los 45 segundos en el caso de los preventores con un diámetro igual o superior a 47.63 cm (18 3/4"). El tiempo de operación de las válvulas hidráulicas en las líneas de estrangulamiento y en la línea de inyección o control (cerradas o abiertas) no debe sobrepasar el tiempo mínimo de cierre de los arietes.

III.3.1.2 Pre-Carga del Acumulador para los Conjuntos de Superficie

Los acumuladores provistos de vejigas deben tener una pre-carga igual a 1/3 de la presión nominal, o sea: 6900 kPa para los sistemas de 20700 kPa (1000 psi para los sistemas de 3000 psi) y 10345 kPa para los sistemas de 31000/34500 kPa (1500 psi para los sistemas de 4500/5000 psi). La presión de la pre-carga previa no debe exceder el 100% de la presión de trabajo del acumulador. Únicamente se debe utilizar Nitrógeno (N2) como fluido de pre-carga del acumulador.

III.3.1.3 Válvulas de Cuatro Vias

Todas las válvulas de cuatro vías en el acumulador deben permanecer en posición operativa, ya sea abiertas o cerradas, durante las operaciones normales. No deben permanecer en posición neutral.

III.3.1.4 Paneles Remotos

Se contará con dos (2) paneles a control remoto; cada uno indicando claramente las posiciones 'open' y 'close' (abierto y cerrado) de cada preventor y de la válvula hidráulica en la línea de estrangulamiento. Cada uno de estos paneles incluirá una válvula maestra de control y los los mandos para las válvulas reguladoras y de derivación. Uno de los paneles debe estar ubicado cerca del puesto del Perforador, y el otro debe ubicarse en un área segura. Si la unidad de cierre del acumulador se encuentra en un área segura, ésta puede considerarse ser el segundo panel. Si la unidad de cierre del acumulador se encuentra lo suficientemente cerca del pozo como para no permitir el fácil acceso en


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caso de que se produzca un reventón, entonces es necesario instalar otro panel remoto, además del panel del perforador.

III.3.1.5 Bombas Hidráulicas

La unidad incluirá una (1) bomba eléctrica y dos (2) bombas neumáticas de reserva para cargar el acumulador. Con el banco o conjunto de acumuladores aislado, las bombas deben ser capaces de cerrar el preventor anular (mas no el desviador) en la tubería de perforación, además de abrir la válvula de la línea de estrangulamiento, operada hidráulicamente, y obtener en dos (2) minutos o menos, una presión mínima de 1380 kPa (200 psi) por encima de la presión de pre-carga disponible en el múltiple de la unidad de cierre. El rendimiento combinado de todas las bombas debe ser suficiente para cargar el sistema completo del acumulador en 15 minutos o menos.

III.3.2 Sistemas de Preventores Submarinos La unidad de cierre consistirá de una unidad acumuladora automática e independiente con una presión efectiva de por lo menos 20.700 kPa (3.000 psi) y de un múltiple de control que indique claramente las posiciones “abierto” o “cerrado” de los preventores y de las válvulas a prueba de fallas. Es esencial que todas las unidades que operan las BOP’s estén equipadas con válvulas reguladoras de 0-20.700 kPa (0-3.000 psi) o 0-34.500 kPa (0-5.000 psi), y con válvulas reguladoras que no presenten fallas al abrirse, causando la pérdida total de la presión de operación. Debido al gran volumen que se requiere para cerrar el(los) preventor(es) anular(es), se establecerá la presión hidráulica de cierre inicial del preventor anular según el valor de la presión máxima efectiva, durante las operaciones normales de perforación. Sin embargo, se podrá reajustar según los valores recomendados por el fabricante después del cierre y/o antes de la introducción del revestidor, pruebas de rutina de las presiones y operaciones de forzamiento de la sarta en el pozo. Los Gerentes Regionales tienen la opción de modificar esta recomendación de presión de cierre, particularmente cuando las unidades flotantes operan en condiciones de significativa oscilación vertical por el fuerte oleaje.


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III.3.2.1 Capacidad Total del Acumulador / Tiempo de Respuesta El volumen del acumulador de los sistemas de los BOPs debe establecerse de forma que exista un remanente de presión acumulada igual o superior a 1380 kPa (200 psi.) por encima de la presión mínima de pre-carga recomendada, después de que se ejecuten las siguientes operaciones (con las bombas no operativas o aisladas):

- Cerrar todas las preventoras (de arietes y anulares) y abrir las

válvulas a prueba de falla. - Abrir todas las preventoras (de arietes y anulares) y cerrar las

válvulas a prueba de fallas. - Cerrar un (1) un preventor anular. - Cerrar dos (2) preventores de ariete. En instalaciones submarinas, el sistema de control de los BOPs debe ser capaz de cerrar cada BOP tipo ariete (ram) en 45 segundos o menos. El tiempo de cierre no debe exceder los 60 segundos en el caso de los preventores anulares. El tiempo de respuesta para operar las válvulas de estrangulamiento y de inyección (cerradas o abiertas) no debe sobrepasar el tiempo mínimo de cierre de los arietes. En las unidades ancladas, El tiempo de desacople del conductor submarino (riser) no debe sobrepasar los 45 segundos.

III.3.2.2 Capacidad del Acumulador Submarino Unidades Flotantes Posicionadas Dinámicamente

Acumuladores Reserva de Emergencia: En las unidades posicionadas dinámicamente, los acumuladores que van montados sobre el conjunto de preventores deben proveer el fluido hidráulico necesario para operar todas las funciones seleccionadas para efectuar una desconexión de emergencia y mantener una reserva del 50%. Dichas funciones son las siguientes: - Cerrar el preventor anular. - Cerrar la preventora de arietes inferiores. - Cortar la tubería de perforación con los arietes de corte. - Trabar o bloquear los arietes cerrados. - Cerrar las válvulas hidráulicas en las líneas del estrangulador y de

inyección.


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- Desacoplar los conectores hidráulicos de las líneas de control submarino (Sub Sea Control Pods).

- Desacoplar el Conector del Tubo Conductor Submarino (Riser). - Desenganchar el conector secundario del tubo conductor

submarino. En caso de que las funciones del BOP no estén operativas debido a una falla del sistema principal de control, los acumuladores del sistema acústico que van montados sobre el conjunto de preventoras deberán suministrar el fluido hidráulico necesario para efectuar todas las funciones seleccionadas para una desconexión de emergencia y mantener una reserva del 50%. Dichas funciones son las siguientes: - Desconectar el conector del tubo conductor submarino. - Cortar la tubería de perforación con los arietes de corte. - Cerrar el ariete intermedio de la tubería. - Cerrar los arietes inferiores de tubería. - Trabar o bloquear los arietes cerrados. - Desacoplar los conectores hidráulicos de las líneas de control

submarino (Sub Sea Control Pods).

Unidades Flotantes Ancladas

En las unidades ancladas los acumuladores montados sobre el conjunto de Preventoras deben suministrar el fluido hidráulico suficiente para cerrar el BOP anular de mayor tamaño y dejar una reserva del 50%. Estos acumuladores ayudan también a minimizar el tiempo de respuesta para cerrar el preventor anular.

III.3.2.3 Pre-Carga de los Acumuladores Submarinos

Los acumuladores submarinos provistos de vejigas expandibles deben tener una pre-carga igual a 1/3 de la presión de trabajo, o sea: 6900 kPa para los sistemas de 20700 kPa (1000 psi para los sistemas de 3000 psi) y 10345 kPa para los sistemas de 31000/34500 kPa (1500 psi para los sistemas de 4500/5000 psi), más una compensación hidrostática y de temperatura. El gradiente de compensación a utlizar será de 10 kPa/m (0.445 psi/ft). La presión de la pre-carga no debe exceder el 100% de la presión de trabajo del acumulador. Únicamente se debe utilizar Nitrógeno (N2) como fluido de pre-carga en el acumulador.


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III.3.2.4 Válvulas de Cuatro Vías

Todas las válvulas de cuatro vías en el acumulador deben permanecer en posición operativa, ya sea abiertas o cerradas, durante las operaciones normales. No se deben dejar en posición de bloqueo, “block”.

III.3.2.5 Redundancia Habrá una redundancia de control del 100% para todas las funciones o válvulas en el conjunto de prevención de reventones.

III.3.2.6 Paneles de Control Remoto

- Se contará con dos (2) paneles a control remoto; cada uno indicando

claramente las posiciones 'open' y 'close' (abierto y cerrado) de cada preventor y de las válvulas a prueba de fallas. Uno de los paneles debe estar ubicado cerca del puesto del Perforador, y el otro debe ubicarse en un área segura.

III.3.2.7 Bombas Hidráulicas

La unidad de acumuladores submarinos incluirá por lo menos dos sistemas de bombeo, cada uno con fuentes de poder independientes y exclusivos. Si el sistema del acumulador se encuentra fuera de servicio o se aisla temporalmente, las bombas deben ser capaces de cerrar el preventor anular contra la tubería de perforación de menor diámetro y abrir la válvula hidráulica en la línea de estrangulamiento en menos de dos (2) minutos dejando en el sistema una presión mínima de 1380 kPa (200 psi) por encima de la presión de pre-carga del acumulador en el múltiple de la unidad de cierre. El rendimiento combinado de todas las bombas debe ser suficiente para cargar el sistema completo del acumuladores desde la presión de pre-carga hasta la máxima presión de trabajo para el sistema de control en menos de 15 minutos.


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III.4 REQUERIMIENTOS DEL MÚLTIPLE DE ESTRANGULAMIENTO Y

DEL MÚLTIPLE DE FLUJO DEL TUBO VERTICAL

III.4.1 Múltiples de Estrangulamiento en Unidades en Tierra Firme, Gabarras de Pantano y Unidades Autoelevadizas

En todas las instalaciones, la presión de trabajo del múltiple de estrangulamiento debe ser igual o superior a la presión de trabajo de los preventores de ariete (ram). Para los conjuntos de 2M psi, la presión de trabajo del múltiple de estrangulamiento debe ser por lo menos igual a la presión de trabajo del preventor anular.

III.4.1.1 Cursos de Flujo Se debe disponer de por lo menos tres (3) cursos o vías de flujo diferentes capaces de conducir los retornos del pozo a través de líneas con un diámetro nominal igual o superior a 76.14 mm (3 pulgadas). - Por lo menos uno de ellos estará equipado con un estrangulador

ajustable, operado a presión y de control remoto. Los múltiples sin estrangulador hidráulico de operación remota son aceptables en taladros livianos con conjuntos de prevención de 2-3M psi.

- Por lo menos una de los cursos de flujo estará equipado con un

estrangulador ajustable operado manualmente.

- Por lo menos uno de los cursos de flujo debe permitir que los retornos fluyan directamente hacia los tanques, múltiple de descarga, u otras tuberías aguas abajo sin pasar a través de un estrangulador. Se deberán tener dos válvulas de compuerta de la misma presión de trabajo que el múltiple en este curso de flujo sin estrangulador.

III.4.1.2 Especificaciones de los Componentes

- La presión de trabajo del múltiple de estrangulamiento debe ser igual o superior a la presión efectiva de los preventores de ariete.


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- Los estranguladores, las dos válvulas que controlan el curso de flujo de descarga sin estrangulador, y todo el equipo ubicado aguas arriba de estos componentes deben poderse operar a la máxima presión de trabajo y conectadas con uniones tipo brida de tornillos o de grapa de ajuste.

- Se deben proveer dos válvulas de compuerta, ubicadas antes del

estrangulador en cada curso de flujo que pase por ellos.

- Se debe instalar por lo menos una válvula de compuerta después de cada estrangulador (aguas abajo), adelante de cualquier múltiple de descarga. Esta válvula puede tener o no la misma presión de trabajo del múltiple de estrangulación.

- Se debe proveer un manómetro de presión u otro dispositivo

capaz de medir la presión de entrada al múltiple. La salida del múltiple para este dispositivo debe estar equipada con una válvula de compuerta de 46 mm (1-13/16 pulgadas) de diámetro mínimo y conectada al múltiple con una unión de brida atornillada o de grapa envolvente.

- Solo se permitirán desvíos del flujo tanto en el múltiple de

estrangulación como en las líneas de descarga a través de bloques de acero con conductos interiores en ángulo recto.

- Todos los estranguladores descargarán directamente en un tubo

de erosión. Éste debe tener una longitud de por lo menos 0.9 m (3 pies) y un espesor de la pared de por lo menos 76.14 mm (3 pulgadas) construido de tubería extra pesada.

- De ser necesario, se debe instalar un sistema para inyectar un

inhibidor de hidratos (como el glicol) dentro del Múltiple de Estrangulamiento en los conjuntos preventores de 10 M y 15M psi.


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III.4.1.3 Posición de la Válvulas en Superficie, para los Conjuntos Submarinos, Mientras se está perforando

La ilustración III.7 muestra un ejemplo de un múltiple de estrangulación instalado para un conjunto superficial de prevención de reventones. Así mismo, se muestran las válvulas en posición normal, abierta o cerrada. Se permite cerrar la válvula que se encuentra aguas abajo del estrangulador en el múltiple de estrangulamiento, en vez de cerrar la válvula que se encuentra aguas arriba del mismo, siempre que la primera esté diseñada para operar a la misma presión de trabajo que el conjunto de preventores y esté equipada para permitir su apertura bajo dicha presión de trabajo plena.

Ilustración III.7

III.4.2 Múltiples de Estrangulamiento en Unidades Flotantes

El múltiple de estrangulamiento de las unidades de perforación flotantes cumplen la misma función, y en general, están provistos de los mismos componentes que los múltiples utilizados en taladros con conjuntos superficiales.

P o s ic ió n d e la s V á lv u la s e n S u p e rfic ie p a ra e l M ú ltip le d e E s tra n g u la c ió n e n lo s C o n ju n to s S u p e rfic ia le s .

Le y e n d a

V á lv u la A b ie rta

V a lv u la C e rra d a

O p e ra d o r R e m o to

E stra n g u la d o r

L ín e a E stra n g u la m ie n to

C o n ju n to Su p e rf ic ie

M ú ltip le

M á x im a P re s ió n d e T ra b a jo

P re s ió n d e Tra b a jo R e d u c id a P e rm itid a

L in e a d e D e sc a rg a h a c ia Q u e m a d o re s o F u e ra d e

B o rd a

H a c ia S e p a ra d o r d e G a s/Lo d o

Ta n q u e s, Q u e m a d o re s o Fu e ra d e B o rd a

H a c ia S e p a ra d o r d e G a s/Lo d o

Ta n q u e s , Q u e m a d o re s o F u e ra d e B o rd a


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III.4.2.1 Cursos de Flujo

Se debe disponer de por lo menos tres (3) cursos o vías de flujo diferentes capaces de conducir los retornos del pozo a través de líneas con un diámetro nominal igual o superior a 76.14 mm (3 pulgadas). - Por lo menos uno de ellos estará equipado con un estrangulador

ajustable, operado a presión y de control remoto. - Por lo menos uno de ellos estará equipado con un estrangulador

ajustable operado manualmente.

- Por lo menos una de las vías debe permitir que los retornos fluyan directamente hacia los tanques, múltiple de descarga, u otras tuberías aguas abajo sin pasar a través de un estrangulador. Se deberán tener dos válvulas de compuerta de la misma presión de trabajo que el múltiple en este curso de flujo sin estrangulador.

III.4.2.2 Especificaciones de los Componentes

- La presión de trabajo del múltiple de estrangulamiento debe ser

igual o superior a la presión efectiva de los preventores de ariete.

- Los estranguladores, las dos válvulas que controlan el curso de flujo de descarga sin estrangulador, y todo el equipo ubicado aguas arriba de estos componentes deben poderse operar a la máxima presión de trabajo y conectadas con uniones tipo brida de tornillos o de grapa de ajuste.

- Se deben proveer dos válvulas de compuerta, ubicadas antes del

estrangulador en cada curso de flujo que pase por ellos. - Se debe instalar por lo menos una válvula de compuerta después

de cada estrangulador (aguas abajo), adelante de cualquier múltiple de descarga. Esta válvula puede tener o no la misma presión de trabajo del múltiple de estrangulación.

- Se debe proveer un decodificador de señales de presión u otro

dispositivo capaz de medir la presión de entrada al múltiple. La salida del múltiple para este dispositivo debe estar equipada con


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una válvula de compuerta de 46 mm (1-13/16 pulgadas) de diámetro mínimo y conectada al múltiple con una unión de brida atornillada o de grapa envolvente. La lectura del decodificador debe aparecer en la estación de control remoto del estrangulador.

- Solo se permitirán desvíos del flujo tanto en el múltiple de

estrangulación como en las líneas de descarga a través de bloques de acero con conductos interiores en ángulo recto.

- En los sistemas con quemadores instalados en forma permanente

debe haber una conexión, también permanente, entre el múltiple de descarga y los quemadores.

- De ser necesario, se debe instalar un sistema para inyectar un

inhibidor de hidratos (como el glicol) dentro del Múltiple de Estrangulamiento en los conjuntos preventores de 10 M y 15M psi.

III.4.2.3 Posición de las Válvulas en Superficie, para los Conjuntos Submarinos,

mientras se está perforando. La Ilustración III.8 muestra un ejemplo de un múltiple instalado para un conjunto submarino de prevención de reventones. Asimismo, se muestra las válvulas en posición normal, abierta o cerrada:


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I lustración III.8

Se permite cerrar la válvula que se encuentra aguas abajo del estrangulador en el múltiple de estrangulamiento, en vez de cerrar la válvula que se encuentra aguas arriba del mismo, siempre que la primera esté diseñada para operar a la misma presión de trabajo que el conjunto de preventores y esté equipada para permitir su apertura bajo dicha presión de trabajo plena.

III.4.3 Múltiple de Flujo del Tubo Vertical- Superficial y Submarino: El múltiple de estrangulamiento y el múltiple de flujo del tubo vertical deben estar aislados por dos válvulas de compuerta y tener la opción de conectarse a la unidad de cementación.

P o s ic ió n d e la s V á lv u la s e n Su p e rfic ie p a ra e l M ú ltip le d e E stra n g u la c ió n e n lo s C o n ju n to s Su b m a rin o s .

Le ye n d a V á lv u la A b ie rta

V á lv u la C e rra d a

O p e ra d o r R e m o to

E stra n g u la d o r

L ín e a a l E stra n g u la d o r

C o n ju n to Su b m a rin o

M ú lt ip le e n la Su p e rf ic ie

M á x im a P re s ió n d e Tra b a jo

P re s ió n d e Tra b a jo R e d u c id a d P e rm itid a

A m o rtig u a d o r H a c ia Se p a ra d o r d e G a s/Lo d o , Ta n q u e s, Q u e m a d o re s o Fu e ra d e B o rd a


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III.5 OTROS EQUIPOS UTILIZADOS EN LAS OPERACIONES DE

CONTROL DE POZOS III.5.1 Válvulas de Seguridad

En el piso del taladro se debe disponer de una válvula de seguridad de apertura total, con conexiones en el fondo o adapatadores de rosca que permitan conectarla en cualquier sección de la tubería o de la sarta de perforación. La válvula debe tener una presión operativa igual o superior a la presión de trabajo del conjunto de prevención de reventones. La conexión superior de la válvula debe ser compatible con la conexión inferior de la junta kelly o Top Drive y su diámetro exterior debe ser tal que se pueda introducir sin restricciones en el hoyo. Se debe poder conectar luego a ella una válvula de contención de flujo interno o bien lanzarse a través de ella una válvula de contraflujo que se asentará en un receptáculo pre-instalado en el fondo de la sarta para proseguir con las operaciones asociadas para el regreso forzado de la sarta al fondo del pozo. Esta válvula de seguridad debe estar provista de un medio que facilite su manipulación y que permita su conexión inmediata en la sarta de perforación cuando se detecte un influjo.

Ejemplos de válvulas de apertura total: - Hydril Kelly Guard. - T.I.W. - S.M.F.

III.5.2 BOP Interior

Un BOP interior es una válvula de contraflujo y contrapresión que se instala a la sarta o se lanza a través de ella en la superficie. Si la válvula es lanzada, el niple de asentamiento debe estar posicionado en la sarta de perforación, en, o cerca de los lastrabarrenas. Siempre se dispondrá de una válvula de este tipo en el piso de perforación. Son ejemplos de BOPs interiores:


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- Válvulas Gray. - Válvula Hydril tipo caída o tipo dardo. Si se va a utilizar una válvula Gray, esta debe estar lista para ser instalada, bloqueada en posición ‘abierta’. Si se va a utilizar una válvula de caída, el niple de asentamiento debe estar posicionado en la sarta de perforación, en, o cerca de los lastrabarrena, y el dardo de tamaño correcto se encontrará en el piso del taladro, dentro de una caja protectora. El dardo debe poder pasar por todas las restricciones de la sarta encima del niple de asentamiento.

III.5.3 Válvulas de Flotado

Es necesario utilizar válvulas de flotador instaladas encima de la mecha o barrena mientras se perfora y antes de revestir el hoyo de superficie, o siempre que el plan de control del pozo ordene el venteo o desvío del flujo en la superficie. Aunque también pueden utilizarse en secciones más profundas del hoyo. Estas válvulas: −

Evitan una entrada de influjo repentino en la sarta de perforación. −

Evitan que el contraflujo de los cortes anulares tape los chorros o boquillas de la barrena.

III.5.4 Válvulas en la Junta de Rotación ( Válvulas de la Kelly )

III.5.4.1 Válvula Superior de la Junta Rotaria

La válvula superior de la Junta Rotaria es una válvula de seguridad que se coloca entre la junta kelly y la junta giratoria. Se debe cerrar si la presión de la tubería de perforación amenaza con sobrepasar la presión de trabajo en el empaque de la cabeza giratoria o de la manguera de perforación. Se utilizará una llave especial para manipular dicha válvula y deberá permanecer en el piso del taladro en todo momento.

III.5.4.2 Válvula Inferior de la Junta Rotaria

La válvula inferior de la junta de rotación es una válvula de apertura plena que se instala inmediatamente por debajo de la junta kelly o del sustituto protector de su rosca. Se opera también con una llave especial que debe permanecer disponible en el piso del taladro en todo momento.


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Tanto la válvula inferior como la superior deben tener una presión de trabajo igual o superior a la de los BOPs.

III.5.4.3 Válvulas de Seguridad del Top Drive Cuando se gira la sarta con un Rotador de Empuje en Superficie o “Top Drive”, se incluirán dos válvulas de seguridad en su instalación para perforar: - La válvula de seguridad superior de operación remota. - La válvula de seguridad inferior operada manualmente. La válvula inferior de seguridad del Top Drive TDS VARCO tiene una conexión espiga arriba de 6-5/8” API Regular . Si fuese necesario desconectar el TDS durante las operaciones de control del pozo (por ejemplo, si se planifica una operación de forzamiento después de que se haya reconectado el TDS para cerrar la sarta de perforación durante un viaje). La válvula inferior de seguridad será retirada de la superior utilizando el manipulador de la tubería. Se instalará temporalmente un niple para conectar la válvula superior de seguridad a la tubería de perforación y otro niple para conectar la válvula inferior. Se debe disponer de estos niples en el piso del taladro en todo momento. Cualquier accesorio que se encuentre en la sarta, y que sea necesario retirar por el tope de la misma, tal como el filtro metálico del MWD que se instala en la tubería, deberá tener un diámetro exterior inferior al diámetro interno de la válvula inferior de seguridad.

III.5.5 Separadores Gas-Lodo

En donde se utilice preventores de reventones, se debe proveer un recipiente separador de baja presión o de presión atmosférica para manipular los retornos. Éste debe estar equipado con líneas de venteo de gas para descargar el mismo por lo menos 60 m (200 pies) del pozo, en dirección opuesta al viento. En las unidades costa afuera, el venteo por encima de la corona es aceptable. La línea de venteo debe tener el tamaño adecuado para minimizar la contrapresión en el separador. La


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configuración del separador gas-lodo debe ser tal que se mantenga el nivel de líquido adecuado en la unidad durante una operación de control para evitar el vaciado hacia abajo por presión de gas(véase el apéndice 7). El desgasificador del lodo se utiliza para extraer el gas del lodo y nunca se debe conectar directamente con retornos del pozo. Cuando el escape del gas del desgasificador se encuentra conectado al escape del gas del separador de gas-lodo, es necesario instalar una válvula de retención (válvula de contraflujo) entre el escape del desgasificador y dicha línea.


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III.6 REQUISITOS PARA LAS PRUEBAS DEL EQUIPO DE CONTROL

DE POZOS

III.6.1 Frecuencia de las Pruebas de Presión Las pruebas de presión de todos los preventores, componentes y conexiones del cabezal del pozo, acumuladores para la operación de los preventores, múltiple de estrangulamiento, líneas de estrangulamiento y de inyección, múltiple de flujo del tubo vertical, junta kelly y válvulas de la junta de Rotación, válvulas de seguridad y BOPs interiores se realizarán: - Cuando sea posible, antes de la instalación en el pozo. - Después de la instalación del cabezal del pozo y del conjunto de los

preventores y antes de iniciar las operaciones de perforación. - Cuando se sustituya o modifique cualquier componente. - Antes de perforar en una zona en que se sospeche exista alta presión. - En cualquier momento que así lo solicite el Representante de la

Compañía Operadora. - Después de efectuar reparaciones en la instalación. - Antes de iniciar una prueba de formación con la sarta de perforación,

DST. (Véase V.4.1) - Cuando se hayan abierto las compuertas con el propósito de cambiar

los arietes antes de la introducción del revestidor, será suficiente realizar una prueba en el cuerpo del preventor para asegurar la integridad de los sellos de las tapas.

- En cualquier caso, se probará la presión de los BOPs y de los equipos relacionados cada 2 semanas o durante el primer viaje realizado luego del intervalo de 14 días, con un intervalo máximo de 21 días (véase I.13).

La prueba quincenal no es necesaria para los arietes de corte. Como mínimo, se probarán estos antes de reiniciar las operaciones de perforación, luego de instalar un revestidor y después del tiempo de fraguado. Todo taladro deberá tener por escrito los procedimientos para probar las BOP y los equipos de control. Toda prueba de presión será ampliamente documentada en las hojas de pruebas de los equipos de prevención y control. Las pruebas realizadas serán registradas en el informe diario de perforación (Reporte IADC).


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III.6.2 Frecuencia de las Pruebas de Funcionamiento III.6.2.1 Conjuntos de Prevención Instalados en la Superficie

Se debe probar el funcionamiento de todos los preventores de ariete, preventores anulares, desviadores, válvulas, etc, con la siguiente frecuencia: - En el momento de la instalación inicial tanto desde el panel del

Perforador como desde el panel de control remoto. - Semanalmente, o durante EL PRIMER VIAJE de tubería realizado

después del intervalo de 7 días. Bajo ninguna circunstancia será este intervalo superior a 14 días (véase I.13).

No es necesario probar semanalmente los arietes de corte. Como mínimo, se deben probar estos antes de reiniciar las operaciones de perforación después de que cada sarta de revestimiento haya sido colocada, y después de que expire el tiempo oficial de fraguado.

III.6.2.2 Conjuntos de Prevención Submarinos

Se deben probar el funcionamiento de todos los arietes, bloqueadores de los arietes cerrados, preventoras anulares, válvulas a prueba de fallas, desviadores y otros componentes submarinos con la siguiente frecuencia: - Antes de bajar al fondo del mar el conjunto de válvulas

preventoras ensamblado, es preciso probar el funcionamiento de todos los componentes empleando los dos acumuladores de fondo tanto desde el panel de control remoto del Perforador como desde el panel de control del carrete de la manguera. Se debe confirmar la operación del banco acústico durante la preparación del conjunto.

- Después de la instalación inicial del conjunto de preventores de reventones, y después de que se haya efectuado cualquier reparación o sustitución de los componentes de control. Desde el panel de control remoto y panel del Perforador, se probará el funcionamiento de todos los componentes (con excepción de los equipos cuya operación pudiese afectar la integridad de la presión del sistema, como es el caso del conector del cabezal


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del pozo, conectores machos de las líneas de estrangulamiento y contención, etc.), utilizando ambos bancos de acumuladores.

- Semanalmente, o durante EL PRIMER VIAJE realizado después del intervalo de 7 días. Bajo ninguna circunstancia será este intervalo superior a 14 días (véase I.13).

No es necesario probar semanalmente los arietes de corte. Como mínimo, estos se deben probar antes de reiniciar las operaciones de perforación después de que cada sarta de revestimiento haya sido colocada, y una vez expirado el tiempo oficial de fraguado.

III.6.3 Equipos a Probar - Todos los componentes de los preventores de reventones,

componentes del cabezal del pozo y sus conexiones. - Todas las válvulas del múltiple de estrangulamiento, líneas de

estrangulamiento y de control y las válvulas de las salidas laterales en el conjunto de preventores.

- Junta de Rotación y las válvulas de seguridad de la misma. - El Múltiple de flujo del tubo vertical. - Válvulas de seguridad y válvulas de repuesto. - Las mangueras metálicas flexibles antes de su uso.

III.6.4 Valores de las Pruebas de Presión

Se efectuarán todas las pruebas de presión con agua y solución anti-congelante. Las pruebas de presión en presencia de lodo a base de aceite pueden realizarse con aceite limpio.

III.6.4.1 Pruebas de Baja Presión 1380-2070 kPa (200-300 psi) durante 5 minutos antes de cada prueba de alta presión.

III.6.4.2 Pruebas de Alta Presión


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- Los BOPs tipo ariete, y los equipos de control relacionados con éstos, incluyendo el múltiple de estrangulamiento, deben probarse a la máxima presión anticipada en la superficie o con el 70% de la mínima presión de estallido del revestidor, la que sea inferior.

- Si se utiliza el probador tipo copa, es necesario determinar la carga adicional que se ejerce sobre la tubería de perforación, debido al efecto de pistón, y verificar este valor contra el valor de resistencia de la tubería.

- Los preventores anulares serán probados con el 50% de la presión de trabajo de los demás componentes.

- Cada una de las pruebas de alta presión tendrá una duración de 10 minutos.

III.6.4.3 Múltiple de Flujo del Tubo Vertical

El múltiple de Flujo del tubo vertical será probado a su presión de trabajo.

III.6.4.4 Válvulas de Seguridad de la Junta Rotaria

Las válvulas de Seguridad serán probadas con el valor mínimo de las siguientes presiones: - Presión de diseño de la válvula. - Presión de estallido de la tubería de perforación - Presión de trabajo del conjunto de preventores.

III.6.5 Pruebas a la Máxima Presión de Trabajo

El conjunto de preventores de reventones será probado al máximo de su presión de trabajo por lo menos cada seis (6) meses, exceptuando los preventores anulares, los cuales serán probados con el 50% de su presión de trabajo, cuando no están instaladas en el pozo, utilizando una brida ciega en el fondo del conjunto de BOP´s.

III.6.6 Pruebas del Acumulador

Las alarmas de nivel bajo de fluido serán probadas semanalmente.

Las pruebas del desempeño del acumulador serán realizadas en los conjuntos superficiales, después de la instalación inicial del BOP.


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Estas pruebas incluirán: - Cargar el sistema con fluido hasta la presión de trabajo. - Apagar las bombas del acumulador. - Cerrar el preventor anular. - Cerrar todos los preventores de ariete (excepto los de

corte/ciegos) desde su posición completamente abierta, contra la presión del hoyo en valor "0".

- Abrir todas las válvulas operadas a control remoto contra la presión del hoyo en valor "0".

- Abrir el preventor anular. - Abrir todos los preventores de ariete, excepto los de corte o

ciegos. - Cerrar todas las válvulas operadas a control remoto contra la

presión cero en el pozo. - Cerrar el preventor anular. - Abrir la válvula remota en la línea de estrangulamiento. - Verificar que el manómetro del acumulador indique por lo menos

1380 kPa (200 psi) por encima de la presión de pre-carga. - Arrancar las bombas del acumulador. Registrar el tiempo de

recarga del acumulador, el cual debe ser inferior a 15 minutos. - Verificar el tiempo de recarga del acumulador del sistema en

uso. - Registrar toda la información recopilada en las planillas de

pruebas de los BOPs y en el registro de seguridad. Véase la Hoja de Prueba de Cierre del Acumulador Superficial en el Apéndice 3. En los conjuntos submarinos, antes de la instalación del BOP, cuando todas las botellas tengan la presión de pre-carga en superficie o después de la instalación inicial, cuando las botellas se monten sobre el conjunto submarino y hayan sido pre-cargadas considerando la presión hidrostática. Esta prueba incluye: - Cargar el sistema con fluido a más de 20.700 kPa (3000 psi) o a la

presión de trabajo del sistema. - Apagar las bombas de carga del acumulador.


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- Cerrar todos los preventores anulares y los preventores de ariete y abrir todas las válvulas a prueba de fallas (contra cero presión en el hoyo).

- Abrir todos los preventores anulares, los preventores de ariete y cerrar las válvulas a prueba de fallas (monitorear cuidadosamente la presión del acumulador durante el cierre y la apertura)

- Cerrar un (1) preventor anular. - Cerrar dos (2) preventores de ariete. - Verificar que el manómetro del acumulador indique por lo menos

1380 kPa (200 psi) por encima de la presión de pre-carga. - Arrancar las bombas del acumulador. Registrar el tiempo de

recarga del acumulador, el cual debe ser inferior a 15 minutos. - Verificar el tiempo de recarga del acumulador del sistema en

uso. - Registrar toda la información recopilada en las planillas de

pruebas de los BOPs y en el registro de seguridad.

Véase la Hoja de Prueba de Cierre del Acumulador Submarino en el Apéndice 3.


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Revisión: 0 Capítulo IV Simulacros de Control de Pozos.

Capítulo IV - SIMULACROS DE CONTROL DE POZOS


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Semanalmente, o con mayor frecuencia, si el Superintendente del Taladro lo considera necesario, se llevarán a cabo prácticas simuladas de cierre del pozo y de las operaciones a realizar en caso de detectarse un influjo. Estas prácticas serán registradas en el Informe diario de Perforación I.A.D.C. Las prácticas serán diseñadas para que cada integrante de las cuadrillas se familiarice con sus funciones en una estación de prueba en particular, de forma que se pueda desempeñar en ella rápida y eficientemente. Los pasos descritos a continuación son de índole general y se basan en los factores más relevantes de las operaciones y deben ajustarse según los equipos y necesidades específicos en cada sitio. Se preparará un programa de simulacros de control del pozo específico, el cual indicará las tareas que cada integrante debe realizar durante la práctica y el tiempo de duración de cada una de éstas. Se fijará una copia del plan completo de simulacros en el puesto del perforador o en la caseta del supervisor de turno. La práctica real se realizará durante los periodos de actividad en que existe poco riesgo de que se atasque la tubería de perforación o de comprometer la operación. En cada una de estos simulacros se medirá el tiempo de reacción hasta que el individuo se encuentre en su posición, listo para comenzar la secuencia de cierre del preventor de reventones. Asimismo, se medirá el tiempo invertido por toda la cuadrilla para completar el simulacro. Se registrará esta actividad en el Registro del Perforador, bajo el titulo de "Practica de Control del Pozo". La persona a cargo de la operación iniciará todas los simulacros. Estos incluirán operaciones de perforación en el fondo y viajes de la tubería. Para las operaciones a poca profundidad se programarán y realizarán prácticas simuladas con desviadores en forma similar.


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IV.1 SIMULACRO DE CIERRE DEL POZO CUANDO SE ESTÁ

PERFORANDO Cuando las instrucciones programadas ordenen cerrar el pozo, las prácticas que se realizan durante las operaciones de perforación o en los viajes de ida y vuelta de la tubería incluirán lo siguiente: - Simulación del cierre del pozo siguiendo el procedimiento

de cierre definido. - Registro del tiempo empleado en el simulacro. - Verificación de la posición correcta de todas las válvulas en

el múltiple de estrangulamiento y en el conjunto de preventores e reventones (cerrada o abierta).

- Verificación de la presión disponible en el acumulador. - Simulación de suspensión de todos los trabajos "en caliente". Se realizará esta operación por lo menos una vez a la semana (si las condiciones del pozo lo permiten) con cada cuadrilla.

IV.2 PRACTICAS DE VENTEO DEL POZO CON EL DESVIADOR

Cuando las instrucciones programadas indican la desviación (o venteo del pozo fluyendo) durante las operaciones en el hoyo de superficie, las prácticas son de fundamental importancia ya que existe muy poco tiempo para reaccionar. En el caso de los influjos de gas superficial, se deben planificar y practicar las acciones inmediatas a realizar por el Perforador y su cuadrilla. Se preparará una práctica detallada y específica para las operaciones con desviador en cada taladro/pozo. Dicha práctica incluirá lo siguiente:

- Simulación de la desviación del flujo del pozo siguiendo el

procedimiento de desviación establecido (incluyendo la preparación de válvulas y líneas de las bombas para operar con lodo pesado).


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- Todo el personal esencial ocupará su posición respectiva,

asignadas previamente. - Todo el personal no esencial se encontrará en el punto de

reunión o en la posición previamente asignada, de conformidad con el plan de emergencia.

- Simulación del procedimiento "preparación para una desconexión y movilización fuera del sitio".

Cada miembro de la cuadrilla deberá realizar estas prácticas al comienzo de cada turno durante esta fase de la perforación para familiarizarse con las acciones inmediatas a tomar en caso de un influjo de gas superficial.

NOTA Estos tres (3) últimos pasos deben ser parte de una

práctica realizada en el principio de la etapa superior del hoyo y deben repetirse si se ha producido un cambio de cuadrilla o si las operaciones en la sección superior del hoyo duran más de 7 días.

IV.3 EJEMPLOS DE SIMULACROS

A continuación se presentan ejemplos de simulacros tipicos los cuales deben ser adaptados a cada taladro en particular.

IV.4 PRÁCTICAS ESPECIALES – EJEMPLOS DE PLANILLAS DE

SIMULACROS

Después de que se haya colocado el revestidor, y antes de que se perfore un yacimiento de hidrocarburos o zona de alta presión, se recomienda llevar a cabo una práctica completa con el BOP, incluyendo cierre real del mismo, circulación a través de estranguladores (utilizando la SCRP + 3000 KPa, 500 PSI), reunión de las cuadrillas en el punto de encuentro, presurización de silos, notificación al bote en posición de espera, confirmación de la existencia de potencia adecuada y de suministro de agua, etc.


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Asimismo, se recomienda que además de lo anteriormente mencionado, se realice una "práctica de forzamiento" en ese momento, u ocasionalmente, cuando las condiciones del pozo permitan que el simulacro se lleve a cabo de forma segura. Nótese que se ha incluido una "Hoja de cálculo para el Forzamiento de la sarta" en el Apéndice 3.


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PLANILLA DE PRACTICA PARA CIERRE DEL POZO MIENTRAS SE PERFORA

1) En un momento seguro, durante las operaciones de perforación, el Superintendente del Taladro iniciará la práctica y registrará la hora de inicio de la misma: .........................HRS.

2) Las respuestas de la cuadrilla al simulacro son registradas (verifíquese que se realicen correctamente todos los pasos).

El Perforador detiene la rotación y levanta la herramienta hasta una posición predeterminada.

El Perforador apaga las bombas y verifica el flujo (el Superintendente del Taladro notifica que la práctica está en

progreso). El Perforador hace sonar la alarma, en llamada de la cuadrilla.

El Perforador simula* el cierre del BOP anular (superior) y la apertura de la válvula operada remotamente. El

Superintendente del Taladro registra la hora en que comienza el simulacro de cierre. ..............................HRS. Tiempo transcurrido desde el inicio de la práctica. ................MIN ..........SEG. El Perforador comenta la secuencia de cierre a satisfacción del Superintendente del taladro (incluyendo la notificación

a la persona encargada, proceso de Colgado de la sarta, etc.). Confirma que los integrantes de la cuadrilla presente conocen sus tareas.

Se registra en el Informe IADC como: Simulacro de Cierre de las BOP: Perforando................ MIN..........SEG. Ocasionalmente se realizarán otros pasos con personal cuyas funciones no se relacionen directamente con las operaciones de operación:

- Con el mecánico, para encender motores adicionales según sea

necesario para operar bombas y compresores adicionales y mantenerse en espera.

- Con el electricista, en posición de espera. - Con el ingeniero de la gabarra para que presurice y aliste los silos

de barita.


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- Con el A/D para encender el desgasificador, verificar el retorno

desde el separador gas/lodo y prepararse para pesar el lodo. - Con el operador de radio para que notifique al bote de

evacuación que debe estar disponible, sobre el desarrollo del simulacro .

- Con los integrantes de las cuadrillas no esenciales para que se presenten en la estación de reunión.

*Después de la introducción del revestidor, y antes de penetrar un yacimiento de hidrocarburos o una zona de alta presión, en vez del simulacro es posible realizar la operación real de cierre del BOP y de circulación a través de los estranguladores (utilizando una presión de circulación igual a la SCRP + 300 Kpa, 500 PSI).


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PLANILLA DE PRÁCTICA PARA VENTEO DEL POZO CON DESVIADOR

En un momento seguro de las operaciones de perforación, el Superintendente del Taladro iniciará la práctica y registrará la hora de inicio de la misma: .........................HRS.

El Perforador suena la alarma y simula el cierre del elemento

desviador. El Perforador aumenta al máximo la velocidad de bombeo. El Perforador simula desconectar el conector de pines del

conductor submarino (o abrir las válvulas de descarga, o incrementar la presión del empaque de la junta telescópica, según corresponda).

El Perforador verifica los arreglos para desviar en dirección del

viento. El Superintendente del Taladro registra la hora en que se

selecciona para bombear el lodo pesado:

.........................HRS. Tiempo transcurrido desde el inicio de la práctica :

.......MIN. ..........SEG.

El Perforador comenta el desarrollo de otros pasos, a satisfacción

del Superintendente. El Superintendente del taladro confirma que los integrantes de la

cuadrilla presentes conozcan sus deberes.

Se registra en el Informe IADC como: Práctica Con el Desviador: Perforando ................MIN ..........SEC.


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PLANILLA DE SIMULACRO PARA CIERRE DEL POZO DURANTE

UN VIAJE DE TUBERÍA

En un momento seguro durante un viaje de la tubería, el Perforador o la persona encargada iniciarán la práctica notificando previamente a la cuadrilla de perforación. El Perforador anota la hora exacta de inicio. Coloca entonces la sarta de perforación en las cuñas, en una posición que permita instalar una válvula de seguridad de apertura plena. La cuadrilla del piso de perforación instala la válvula, la aprieta correctamente y la cierra. (El Perforador verifica que sepan girar la llave para cerrarla en la dirección correcta). Una vez que la válvula esté cerrada, el Perforador simula el cierre del BOP anular. Tiempo transcurrido hasta el inicio de la secuencia de cierre del BOP anular:

...............MIN. ..........SEG.

El Perforador confirma que los integrantes de la cuadrilla presentes conozcan sus funciones y que estén preparados para instalar las válvulas de seguridad en cualquiera de las tuberías en la sarta de perforación y en el ensamblaje de fondo. Se registra en el informe IADC como: Práctica de Cierre del Pozo: Durante un Viaje ..............MIN ..........SEG.


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Revisión: 0 Capítulo V - Situaciones Especiales en Control de

Pozos

Capítulo V - SITUACIONES ESPECIALES EN CONTROL DE POZOS


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Pozos

V. 1 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN ................................................................................................................... 4

V.1.1 Reconocimiento de las Pérdidas Parciales ............................................................................................4 V.1.2 Opciones de Control del Pozo cuando Ocurre una Pérdida Parcial................................................4

V.2 FORZANDO LA ENTRADA DE LA TUBERÍA A TRAVÉS DE LOS PREVENTORES (SNUBBING) ..................................................................................................................... 6

V.2.1.1 Unidades Mecánicas………............ ..............................................................................................7 V.2.1.2 Unidades Hidráulicas………...........................................................................................................7 V.2.2 Precauciones de Seguridad .................................................................................................................7

V.3 REHABILITACIÓN / REVERSIÓN DEL INFLUJO (“BULLHEADING”) ......................................................... 8 V.3.1 Cuando Considerar La Reversión:............................................................................................................8 V.3.2 Procedimientos previos a la Reversión ................................................................................................. 10 V.3.3 Procedimientos para Reversión del Influjo........................................................................................... 11

V.4 OPERACIONES DE PRUEBAS DE LA FORMACIÓN CON LA SARTA, (DST).......................................... 13 V.4.1 Precauciones Básicas para correr la Prueba de la Formación (DST) ............................................. 14 V.4.2 Precauciones Especiales a Tomar en las Unidades Flotantes ............................................. 15 V.4.3 Precauciones a Tomar Durante las Pruebas........................................................................................ 16

V.5 PRESENCIA DE H2S - SULFURO DE HIDRÓGENO ................................................................................ 17 V.5.l Propiedades del H2S ................................................................................................................................ 17 V.5.2 Operaciones de Perforación.................................................................................................................. 17 V.5.3 Control de Pozos..................................................................... ............ ......................................................18 V.5.4 Procedimientos de Emergencia ............................................................................................................ 19 V.5.5 Precauciones Especiales Con El H2S .................................................................................................. 18

V.6 CONSIDERACIONES PARA EL CONTROL DE POZOS CON LODO A BASE DE ACEITE....................... 19 V.6.1 Detección de Influjos ............................................................................................................................... 19 V.6.2 Procedimientos de Cierre Durante las Operaciones de Perforación............................................. 20 V.6.3 Precauciones Especiales a Tomar Durante las Operaciones de Perforación .............................. 21 V.6.4 Precauciones Especiales a Tomar Durante los Viajes........................................................................ 21

V.7 INFLUJOS CON LOS LASTRABARRENA O EL REVESTIDOR EN LOS PREVENTORES ............................ 21 V.7.1 Lastrabarrena en las BOP's...................................................................................................................... 21 V.7.1.1 Procedimiento de Cierre con BOPs Superficiales........................................................................23 V.7.1.2 Procedimiento de Cierre en las Unidades Flotantes ...................................................................23 V.7.1.3 Soltar los Lastrabarrena dentro del pozo .....................................................................................24 V.7.1.4 Consideración Especial……..... ...................................................................................................24 V.7.2 Revestidor en las BOP's ............................................................................................................................ 24

V.8 HIDRATOS .............................................................................................................................................. 26 V.8.1 Formación de Hidratos ............................................................................................................................ 26 V.8.2 Consideraciones sobre los Hidratos en el Control de Pozos............................................................. 27 V.8.3 Consideraciones sobre los Hidratos cuando se perfora ................................................................... 28 V.8.4 Prevención de Hidratos ........................................................................................................................... 28

V.9 AUSENCIA DE CIRCULACIÓN .............................................................................................................. 29 V.9.1 Barrena Tapada ........................................................................................................................................ 29 V.9.2 Barrena Fuera del Hoyo........................................................................................................................... 30

V.10 DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA CON UNA VÁLVULA FLOTADORA INSTALADA EN LA SARTA...................................................................................................................... 30

V.10.1 Método 1 .................................................................................................................................................... 30 V.10.2 Método 2 .................................................................................................................................................... 31

V.11 CABLE DE ACERO EN LOS BOPS/LUBRICADORES.............................................................................. 32 V.11.1 Operaciones con Cable de Acero sin Equipo Especializado en el Cabezal del Pozo.............. 32


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Pozos

V.11.2 Operación con Cable de Acero con Equipo Especializado en el Cabezal del Pozo................ 34 V.11.2.1 Requerimientos del Equipo ....................................................................................................34 V.11.2.2 Consideraciones en Cuanto al Equipo y a la Seguridad..................................................35

V.12 DESCONEXIÓN DE EMERGENCIA DURANTE LAS OPERACIONES DE CONTROL DE INFLUJOS (UNIDADES FLOTANTES ANCLADAS)............................................................................ 36

V.12.1 Condiciones en que se Pudiera requerir una Desconexión de Emergencia ............................... 37 V.12.2 Procedimientos para una Desconexión de Emergencia – Si el tiempo lo permite ..................... 37 V.12.3 Procedimientos para una Desconexión de Emergencia – Sin Previo Aviso .................................. 38

V.13 OPERACIONES DE CONTROL DEL POZO DESPUÉS DE CORTAR LA TUBERÍA (UNIDADES FLOTANTES ANCLADAS) ....................................................................................................................... 38

V.13.1 Procedimientos de Reconexión............................................................................................................. 38 V.14 CONTROL TERCIARIO ........................................................................................................................... 39

V.14.1 Tapones de Barita..................................................................................................................................... 40 V.14.2 Tapones de Cemento .......................................................................................................................... 43

V.15 GAS ATRAPADO EN LOS CONJUNTOS DE BOP'S SUBMARINOS ....................................................... 44 V.16 PROBLEMAS CON LOS EQUIPOS DE CONTROL .................................................................................. 45

V.16.1 Estrangulador............................................................................................................................................. 45 V.16.2 Preventor Anular........................................................................................................................................ 46 V.16.3 Daño en los Sellos de Empaque del Preventor de Ariete ................................................................. 47 V.16.4 Problemas con la Bomba de Lodo........................................................................................................ 47 V.16.5 Válvula Inferior de la Junta Kelly........................................................................................................... 48

V.17 FRICCIÓN EN LA LÍNEA DE ESTRANGULAMIENTO............................................................................... 49 V.17.1 Pérdidas de Presión durante las Operaciones de Control Submarino........................................... 49 V.17.2 Procedimiento para llevar la Bomba a la Velocidad del Régimen de Contención (BOP sin Instrumentos).............................................................................................................................................. 50

V.18 DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE FONDO CORRECTA CUANDO HAY PRESIÓN ATRAPADA .... 57 V.19 PERFORACIÓN EN DESBALANCE ........................................................................................................ 61

V.19.1 Equipo ....................................................................................................................................................... 61 V.19.2 Prácticas..................................................................................................................................................... 63 V.19.3 Procedimientos.......................................................................................................................................... 64

V.20 PREVENCIÓN DE COLISIONES.............................................................................................................. 66


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Pozos

V. 1 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

La pérdida de circulación se define como la pérdida de lodo en una formación porosa, cavernosa o fracturada. Durante las operaciones de control del pozo esto sucede normalmente debido a las fracturas inducidas en la formación. Puede ocurrir una fractura cuando se sobrepasa la presión de fractura de la formación más débil. Esto puede ocurrir en cualquier momento durante las operaciones iniciales de cierre o durante el proceso de control. Es importante establecer la diferencia entre las pérdidas parciales, severas y totales ya que los remedios para cada una de ellas son considerablemente diferentes. En esta sección, se trata el tema de las pérdidas parciales. Las pérdidas severas y totales se analizan con detalle en la sección de Control Terciario.

V.1.1 Reconocimiento de las Pérdidas Parciales

- Disminución del nivel de los tanques. Esta es difícil de detectar algunas veces, debido a la adición de barita, a la transferencia de lodo y, en caso de un influjo de gas, se tiene una ganancia anormal causada por la expansión del gas.

- Caída de las presiones manométricas. Las presiones de la

tubería de perforación y del revestidor disminuirán y ninguna responderá en forma adecuada a la operación del estrangulador.

V.1.2 Opciones de Control del Pozo cuando Ocurre una Pérdida Parcial

1) Si es posible mantener el volumen del lodo mediante la

mezcla adicional, se puede proseguir con control


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Pozos

convencional del pozo, o sea, mantener la velocidad de reducida de circulación de la bomba y la presión de la tubería de perforación planificada originalmente para

mantener constante la presión de fondo. Una vez que el influjo pasa la zona de pérdida, es posible que el problema se resuelva por sí mismo.

2) Añadir material para pérdidas de circulación al lodo de

control (de ser posible). 3) Parar el bombeo y cerrar el pozo. Darle tiempo al hoyo

para que se regenere. Observar las presiones. 4) Si la permeabilidad de la formación es baja, se puede

considerar reducir la presión del revestidor para disminuir la presión en la zona de pérdidas. Sin embargo, esto podría permitir un influjo adicional. Unicamente se debe considerar esta opción cuando se estime que este influjo adicional sea inferior al volumen de la ganancia original de lodo en los tanques. Reducir la presión del revestidor según las pérdidas anulares estimadas. Téngase en cuenta que si se excede el valor de las pérdidas anulares, se presentará un desbalance en el pozo y ocurrirá otro influjo. Es importante considerar la permeabilidad de la zona del influjo para determinar la reducción de presión permisible.

Cuando exista una gran posibilidad de un influjo con pérdida de circulación simultánea, se debe instalar un sustituto de circulación en el fondo de la sarta de perforación para facilitar el bombeo del material anti pérdidas de circulación, MPC. La cuadrilla debe ejercer su mejor criterio cuando se presenta una pérdida parcial de circulación durante las operaciones de control del pozo. No existe un patrón de reglas fijo. La situación dictará el método a seguir para resolver el problema.

Si éste persiste, y las pérdidas llegan a ser severas o totales, se debe considerar un método de control terciario.


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Pozos

V.2 FORZANDO LA ENTRADA DE LA TUBERÍA A TRAVÉS DE LOS

PREVENTORES (SNUBBING) Cuando la presión que actúa sobre el área transversal de la tubería en el hoyo es mayor que su peso, es posible que sea necesario forzar la tubería a través de los preventores. A esta operación se le conoce también como empuje forzado de la sarta hacia dentro o "snubbing". La tubería es forzada en el hoyo hasta que el peso de la sarta sea suficiente para vencer la fuerza hacia arriba de la presión en el pozo y permitir una operación "normal" de introducción de la tubería, con presión en el pozo. Consultar los Estándares de la compañía para obtener una descripción detallada de las operaciones, procedimientos y políticas seguidas en el forzado de la tubería.

V.2.1 Tipos de Unidades

Existen dos tipos de unidades que se utilizan en la operación antes indicada. La capacidad de la unidad depende del tipo de la misma (Forzamiento de cargas entre 50.000 lbs y 350.000 lbs). La longitud del recorrido depende también del tipo de unidad con rango entre 2 y 11metros (6 y 36 pies). La disposición típica del equipo, desde el fondo hacia arriba, es la siguiente:

- BOP de seguridad - BOP inferior de forzamiento - Espaciador (para equilibrar la presión) - BOP superior de forzamiento - Múltiple de control entre el BOP inferior y el BOP

superior - Brida - Tazón de sellos


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Pozos

- Ventana de acceso (para permitir la introducción de herramientas)

- Cuñas estacionarias - Forzadores de sarta estacionarios - Módulo de energía hidráulica con pistón viajero

(únicamente para las unidades hidráulicas) - Forzadores de sarta viajeros

V.2.1.1 Unidades Mecánicas

La energía necesaria para forzar la tubería en el hoyo es generada por un sistema de poleas y cables o cadenas que van conectadas al bloque viajero del taladro. A medida que se hala el bloque hacia arriba, los Forzadores estacionarios agarran la tubería y la bajan forzada dentro del hoyo.

V.2.1.2 Unidades Hidráulicas

La unidad hidráulica estándar es de tipo enterizo. Un Forzador viajero con cuñas es conectado a un pistón que proporciona la energía que empuja la tubería en el hoyo. Además del grupo de Forzadores viajeros, la unidad está provista de un set de Forzadores estacionarios que se cierran una vez que el pistón mueve la tubería según la longitud de su recorrido. Los Forzadores estacionarios agarran la tubería y el pistón es retraído. A continuación, el Forzador viajero se engancha, los estacionarios se abren y el proceso se repite.

V.2.2 Precauciones de Seguridad

- El Superintendente del Taladro debe seguir toda la operación, conjuntamente con la compañía de servicios.

- Se deben tomar las precauciones necesarias para que el

personal se encuentre protegido de cualquier peligro (cadenas rotas, líneas de alta presión, etc.).


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Pozos

- Cuando el personal trabaje en sitios elevados, se le deben proporcionar los dispositivos de seguridad adecuados.

- El Superintendente del Taladro debe presenciar las

pruebas de presión. - Unicamente el personal responsable se encontrará en la

unidad de "snubbing". - La línea de venteo del BOP debe orientarse de acuerdo

con la dirección del viento. Longitud mínima de la línea de venteo: 30 metros (100 pies) Nunca se debe utilizar la línea de venteo como línea de quemado.

- En el momento de introducción de la tubería:

Nunca se debe abrir el BOP inferior antes de que se haya equilibrado las presiones en ambos lados. Nunca se debe abrir el BOP superior antes de purgar la presión.

V.3 REHABILITACIÓN / REVERSIÓN DEL INFLUJO-

BULLHEADING Si no es posible utilizar las técnicas normales de control de pozos con una circulación convencional, o si estas provocaran una condición crítica de control del pozo, se debe considerar el método de control conocido como "bullheading", para mejorar la situación. El lodo/influjo son desplazados de regreso (al hoyo), hacia la formación más débil expuesta en el hoyo desnudo.

V.3.1 Cuando se Debe Considerar Utilizar el Método de Reversión:

Se debe considerar este método cuando ocurran las siguientes situaciones de control del pozo:


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Pozos

1) El personal o equipo no logran manejar con seguridad el influjo de H2S o de gas de alta presión.

2) No es posible obtener una circulación normal debido a

que: - La tubería ha sido cortada o no existe tubería en el

hoyo. - La sarta se encuentra fuera del fondo. - La sarta está bloqueada. - La sarta está rota o partida. 3) Se ha experimentado una situación combinada de influjo

y pérdida de circulación (las tasas de reversión hacia abajo en el anular deben sobrepasar la tasa de migración del gas para que la situación no se complique aún más)

4) Los cálculos para control del influjo muestran que la

presión anular durante las operaciones de control convencional podría empeorar la situación de control del pozo (en cuyo caso, únicamente el influjo debe ser regresado a la formación).

Este método no es un método rutinario de control durante las operaciones de perforación. En muchos casos, existen dudas en cuanto a la posibilidad de controlar el pozo regresando el influjo a la formación, y se puede presentar una pérdida permanente de circulación si se bombea fluido en la formación, inmediatamente por debajo de la zapata. Únicamente se debería considerar utilizar este método como un último recurso. En algunos casos, como el de la rehabilitación en un hoyo revestido, se utilizará el método de "bullheading" como el método principal de control; en dichos casos, será necesario que la opción esté contemplada con claridad en el plan del pozo. Algunos de estos casos son los pozos de alta presión/alta temperatura o los pozos con H2S y en el control del pozo


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Pozos

después de que se hayan realizado pruebas del mismo o antes de las operaciones de rehabilitación.

V.3.2 Procedimientos previos a la Reversión ( “Bullheading”)

- Considerar utilizar el método volumétrico para eliminar la complicación por la migración del gas. Si es posible eliminar el gas de esta forma, se aumenta la probabilidad de que la operación de reversión sea más efectiva y fácil al controlar el pozo.

- Se debe considerar las limitaciones de presión del equipo

de bombeo, equipo del cabezal del pozo y revestidor durante las operaciones de reversión del influjo.

- Si se sospecha de la presencia de un influjo de gas (las

presiones de cierre siguen aumentando, indicando la migración del gas), la tasa de bombeo en la operación de "bullheading" debe ser lo suficientemente rápida como para sobrepasar el régimen de migración del gas. Si las presiones de la bomba aumentan en vez de disminuir, esto es un indicativo de que el régimen de bombeo es demasiado lento como para tener éxito. Esto pudiera representar un problema en cuanto a los hoyos de gran diámetro. Nótese que aumentar la viscosidad del lodo de control pudiera o no, resultar útil en resolver el problema, o pudiera incluso empeorarlo.

- Con frecuencia, existe la posibilidad de que con el

método de "bullheading" se rompa la formación en la zapata en vez de que el fluido sea inyectado hacia la formación productiva, especialmente en pozos con largas secciones expuestas por debajo de la zapata del revestidor. En este caso, en lugar de controlar el pozo este procedimiento pudiera agravar el desarrollo de un reventón subterráneo que pondría en peligro los pozos cercanos, comunicados con las formaciones comprometidas.


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Asimismo, pudiera aumentar el riesgo de un reventón alrededor del revestidor, con las correspondientes consecuencias. En resumen, únicamente se debe considerar este método cuando se hayan considerado también todos los riesgos y se haya determinado que los mismos son menores que los peligros potenciales.

- En necesario instalar una válvula de retención (o válvula

de contraflujo) entre la unidad de bombeo y el pozo. Dicha válvula actúa como una válvula a prueba de fallas en caso de que el equipo superficial falle durante el procedimiento. De ser posible, se debe utilizar la unidad de cementación para obtener un mejor control y un régimen de presión adecuado.

- Se debe disponer de un volumen grande de lodo y de

píldoras de material para controlar pérdidas de circulación, en caso de que se experimente pérdidas mayores durante la operación.

V.3.3 Procedimientos para Reversión del Influjo

En general, únicamente es posible establecer los procedimientos a seguir para el "bullheading", tomando en cuenta las circunstancias específicas del sitio de operaciones. Durante la operación de rehabilitación del pozo se elaborarán los procedimientos a seguir con este método de conformidad con las siguientes normas:

1. Calcular la presión superficial que provocaría la fractura

de la formación durante la operación de reversión forzada.

2. Calcular la presión de estallido de la tubería de

producción (o tubería de perforación) al igual que la presión de estallido del revestidor (para cubrir la

posibilidad de una falla de ellas durante la operación).

3. Calcular la presión estática en la tubería de producción (o de perforación) durante la operación.


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Pozos

4. Bombear lentamente el fluido por la tubería. Monitorear la

presión de la bomba y del revestidor durante la operación.

A modo de ejemplo, considérese el siguiente pozo, a controlar por inyección forzada de salmuera por la tubería:

Profundidad de la formación/perforaciones a 10,171pies,TVD Presión de la formación = 8.8 ppg Presión de fractura de la formación = 13.8 ppg Tubería de producción 4 1/2"N80. Cap. interna = 0.0152bl/pie

Resistencia al estallido = 8.430 psi Presión de cierre en la tubería = 3.650 psi Densidad del gas = 0,1 psi/pie - volumen total interno en la tubería = 10.171 pies x 0,0152 bbl/pies = 155 bbl - Presión máxima permisible al arrancar la bomba = (13.8 ppg x 10.171 pies x 0.052) - (0.1 psi/pie x 10.171 pies) = 6.281 psi - Presión máxima permisible cuando se haya desplazado la

tubería con salmuera de 1.06 sg (8.8 ppg). = (13.8 ppg - 8.8 ppg) x 10.171 pies x .052 = 2.644 psi - Presión estática en la tubería al cierre inicial = 3.650 psi - Presión estática en la tubería cuando se haya desplazado

con salmuera = 0 psi (debe estar muerto) Los valores arriba indicados pueden representarse en forma gráfica (como se indica en el gráfico V.I). Este gráfico se puede utilizar como guía durante la operación de "bullheading".


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Pozos

0100020003000400050006000700080009000

0 50 100 150

Volumen de Desplacimiento de Tuberia (bbl)

Presion estatica deTuberia que provocariala fractura de laformacionIncluye 500 psi comomargen de seguridad(para evitar la fracturade la formacion)Presion estatica detuberia para balancearla presion de laformacionPresion de estallido detuberia

Gráfico V.1

V.4 OPERACIONES DE PRUEBAS DE LA FORMACIÓN CON LA

SARTA (DST).

La prueba del fluido contenido y propiedades de la formación, conducida con la tubería de perforación llamada comunmente (DST) es básicamente la terminación temporal del pozo para recopilar información sobre la productividad potencial de la formación. Se introduce en el hoyo un conjunto de herramientas conectadas en la parte inferior de la tubería, formado básicamente por un empaquetador, una válvula para control de flujo y un dispositivo registrador de presión. Algunas veces se sustituye la tubería de perforación por el “tubing” o sarta de producción. Debido a que este tipo de prueba exige llevar los fluidos de la formación a la superficie, es importante que se tomen precauciones especiales para evitar la pérdida de control del pozo.


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Pozos

V.4.1 Precauciones para correr la Prueba de la Formación (DST)

Antes de realizar cualquier DST se deben probar los BOPs y el sistema de detección de gas. Es posible utilizar la tubería de perforación o la de producción en las conexiones rotatorias de la DST, teniendo en cuenta que el sello metal-metal no es efectivo al gas con alta presión. Las presiones anticipadas y tipo de hidrocarburos no son siempre del conocimiento del contratista de perforación antes de que se efectúe la DST. El Superintendente del Taladro y el Operador deben reunirse y llegar a un acuerdo sobre si utilizar tubería de perforación o la sarta de producción, antes de realizar la prueba en una zona en que se anticipe alta presión. Cualquier desacuerdo sobre este tópico será remitido al Gerente del Taladro. Durante la prueba, la presión anular debe ser monitoreada para garantizar que no se presente una fuga en la sarta de prueba. En operaciones de DST se utiliza un árbol de superficie que permita el cierre de la sarta de perforación. Si se va a utilizar cable de acero en la prueba, se instalará un tubo lubricador sobre el conjunto de preventoras de superficie. Cuando se termine la DST es necesario asegurarse de que el contenido de la sarta de prueba sea circulado en reversa y desplazado por lodo pesado hacia la superficie antes de liberar el obturador (cuando el empacador es del tipo recuperable). Si se utiliza un obturador permanente instalado en el pozo, se debe abrir primero la válvula de circulación inversa y circular desplazando hacia la superficie con lodo pesado los fluidos antes de desenchufar la sarta del obturador. La válvula de reversado se puede abrir con presión del anular o en forma mecánica por impacto con una barra o esfera de acero lanzada por la sarta . Se debe prestar especial cuidado cuando se sospecha o se detecta la presencia de H2S. Véase la sección V.5.


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V.4.2 Precauciones Especiales a Tomar en las Unidades Flotantes

Debido a problemas climatológicos, pérdida de anclaje, colisiones u otros problemas inesperados, algunas veces es imposible que el buque de perforación permanezca in situ. Cuando esto sucede, es imperativo que el pozo quede bajo control en prevención de un reventón.

Las DSTs que se vayan a realizar en unidades flotantes deben llevarse a cabo siempre con la barra de perforación colgada en los BOPs, con una válvula maestra submarina instalada (Árbol E-Z o árbol de pruebas submarinas). La válvula maestra consiste de una válvula de combinación y operador hidráulico accionados hidraulicamente desde superficie conectada a la unidad de potencia por medio de tres mangueras hidráulicas. Estas tres mangueras suministran presión hidráulica para mantener la válvula máster abierta, ayudar a cerrar la válvula y desenchufar el operador hidráulico de la válvula y de la sarta de prueba. Cuando se hace necesario abandonar el sitio debido a malas condiciones del mar u otras emergencias, el ensamble de enchufe es desconectado con la energía hidráulica proveniente de la superficie, dejando el pozo cerrado y seguro. Los arietes de tubería del BOP submarino se cierran alrededor de la junta ubicada inmediatamente por debajo de la válvula máster, sellando el anular del pozo. Después del cierre de emergencia de la válvula máster y de la desconexión del operador hidráulico, se cerrarán los arietes de corte/ciegos por encima de la válvula máster, cuando se vaya a abandonar temporalmente el sitio de operaciones. Es necesario asegurarse de que se utilicen mangueras metálicas articuladas o líneas flexibles de alta presión que contrarresten la oscilación máxima vertical.


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V.4.3 Precauciones a Tomar Durante las Pruebas

- Cuando se realice pruebas en pozos que contengan H2S, ningún volumen de gas será descargado a la atmósfera, independientemente de cuán pequeña sea la cantidad, a menos de que sea quemada en el momento.

- Cuando se tomen muestras, el separador debe estar

conectador a tierra adecuadamente. - Siempre se debe abrir el pozo en forma lenta, utilizando la

válvula maestra superior.

- No se deben utilizar nunca martillos de acero ni mazos de hierro en las vecindades del pozo en prueba; solo se permiten estos elementos en bronce.

- Jamás se debe permitir la presencia de llamas o luz

directa en los perímetros de seguridad. Todo trabajo en caliente será suspendido.

- Verificar siempre la presión de las instalaciones antes de

abrir el pozo. - Cuando se diseñen las instalaciones para las pruebas, se

debe verificar que el equipo a utilizar sea capaz de soportar y manipular con seguridad la presión máxima del cabezal del pozo en la sección que va a estar expuesta a dicha presión.

- El espaciado entre las unidades de prueba debe

establecerse de conformidad con los estándares de seguridad. Esto aplica particularmente en los sitios de operación en tierra firme.

- Se debe considerar la dirección del viento cuando se

libere el gas en la atmósfera. Si no hay corriente de aire podría presentarse una situación peligrosa.


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Pozos

- Asegurar firmemente todas las líneas de flujo con cadenas o con amarres de guaya o abrazaderas.

- Las herramientas DST no deben abrirse de noche sin la

autorización del Gerente de Distrito. El EVP (Vicepresidente Ejecutivo) podría decidir que esta decisión sea tomada a nivel Regional.

- Todas las unidades deben estar conectadas a tierra para

evitar el riesgo de ignición debido a la electricidad estática.

- Véase el documento TOP-001 "Pruebas de la Formación

DST". V.5 PRESENCIA DE H2S - SULFURO DE HIDRÓGENO

Véase también la sección 4.2.4 del manual de HSE de La Compañía (Salud, Seguridad y Medio Ambiente)

V.5.l Propiedades del H2S

El sulfuro de hidrógeno (H2S) es uno de los gases más venenosos presentes en la naturaleza. Aparece en diversas concentraciones en todo el mundo, por ende en la industria petrolera. Es extremadamente tóxico, explosivo y más pesado que el aire. En pequeñas concentraciones tiene un olor similar al de los huevos podridos, mientras que cuando aparece en grandes concentraciones paraliza los nervios del olfato haciendo imposible su detección por olor. Este gas hace combustión con una llama azulada, produciendo dióxido de azufre, el cual causa también serias lesiones.

V.5.2 Operaciones de Perforación

Cuando se perfore un pozo en que se sospeche de la presencia de H2S, es imperativo que todo el personal esté entrenado en los procedimientos especiales de control de pozos, pruebas de formación y toma de núcleos. Además, se


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Pozos

recomienda que todo el equipo detector de H2S se encuentre instalado y operativo 300 m (1000 pies) antes de que se perfore la zona en cuestión o una semana antes de que se perfore la misma o de acuerdo con los reglamentos locales, cual sea el requerimiento más estricto.

V.5.3 Control de Pozos

- El equipo de monitoreo del H2S debe ser inspeccionado y probado continuamente.

- El personal debe ser entrenado en los procedimientos de

H2S y en el uso del equipo de respiración, BA. Véase la sección 4.2.4.6 del Manual HSE de La Compañía.

- Cuando se anticipa la aparición de H2S en la superficie, es

necesario utilizar el equipo de respiración. V.5.4 Procedimientos de Emergencia

En caso de que se presente una situación de emergencia debida a una liberación de H2S en la atmósfera, con alarma visual o sonora, todo el personal no esencial o que esté fuera de guardia debe colocarse inmediatamente su aparato para respirar y movilizarse hacia el área ubicada en la dirección contraria al viento, en espera de instrucciones.

V.5.5 Precauciones Especiales Con El H2S

Se deben considerar los siguientes factores cuando se perfora en zonas en que la presencia de H2S es conocida: - Todas las sartas de revestimiento y sartas de producción

deben ser en acero de bajo grado, J-55, K-55, C-75 y L-80 o estar hechas de un material aún más suave, o tener un grado de resistencia especial al H2S.


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Pozos

- Los BOPs y el cabezal del pozo deben ser acondicionados para operar con el H2S.

- Se debe usar tubería de perforación grado 'E' o X-95

siempre que sea posible y restringir el uso de la tubería de alto grado 'G' o 'S'.

- Mantener el sistema de lodo con un pH de 12 a 13 con

soda cáustica y un nivel de 6 lb/bbl de cal como protector contra la corrosión.

- Para evitar fallas en la sarta de perforación, se debe tratar

el lodo con 5-8 lbs/bbl de excavador o removedor de H2S, IDZAC (Dowell), 1.5-3 lbs/bbl de carbonato de Zinc o con químicos equivalentes

- Evitar realizar pruebas DST excepto cuando éstas se

realicen con herramientas especiales. - Conocer la sobre tensión máxima permisible en la sarta y

evitar aplicarla. - Si se sospecha de la presencia de H2S, el método de

reversión forzada hacia la formación o "Bullheading" es el preferido para controlar un influjo.

V.6 CONSIDERACIONES PARA EL CONTROL DE POZOS CON

LODO A BASE DE ACEITE V.6.1 Detección de Influjos

Los influjos que surgen cuando se perfora con lodo a base de aceite pueden ser difíciles de detectar debido a los serios problemas que se crean por la solubilidad del gas en dichos lodos. El gas podría entrar en la solución durante el influjo, en vez de migrar hacia arriba como ocurre con los fluidos de perforación a base de agua.


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A menos que la formación productiva se torne considerablemente sub-equilibrada cuando se utilice lodo a base de aceite, es posible que el Perforador no note ningún cambio en los volúmenes del tanque hasta que el influjo de gas (en solución en el lodo, y por lo tanto ocupando poco o ningún volumen adicional) haya sido bombeado a una distancia considerable, hoyo arriba. En este caso, cuando el lodo saturado de gas llega a un sitio en que la presión hidrostática cae por debajo del punto de burbujeo, el gas comienza a salir de la solución causando un rápido aumento del flujo. En algunos casos, esto podría descargar el anular, provocando grandes ganancias en el tanque y altas presiones anulares.

Debido a que es posible controlar mejor los influjos si se detectan cuando ocurren y no cuando la burbuja llega a la superficie, se deben considerar los siguientes procedimientos y recomendaciones cuando se utilicen lodos a base de aceite.

V.6.2 Procedimientos de Cierre Durante las Operaciones de Perforación

Si el Perforador encuentra cualquier indicativo de influjo mientras se perfora con lodo a base de aceite (incrementos en la velocidad de penetración, aumentos de flujo, ganancia de volumen de lodo en los tanques, disminución de la presión de la bomba y/o aumentos de las emboladas), se debe considerar cerrar el pozo aún cuando la revisión del flujo haya sido inconclusa. Si no existe ningún indicativo de flujo, esto no necesariamente significa que no exista un influjo. Se recomienda que después de que se haya cerrado el pozo se realice una circulación fondo arriba, a través de un estrangulador completamente abierto y a velocidad reducida en la bomba. Se debe revisar esta medida con la compañía operadora antes de iniciar las operaciones de perforación con lodo a base de aceite. En cualquier caso, se le notificará a la cuadrilla sobre el procedimiento a seguir si se detecta una señal de influjo.


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V.6.3 Precauciones Especiales a Tomar Durante las Operaciones de Perforación

- Los sensores de gas deben estar instalados.

- Cualquier cambio (incremento) en el gas de conexión o

en el gas de fondo debe ser notificado al Superintendente del Taladro.

- Durante las operaciones de perforación no se permitirá la

transferencia directa de lodo a base de aceite ni aceite diesel desde el barco de suministro a los tanques de lodo.

- Las verificaciones de flujo realizadas después de que se

haya encontrado un indicativo de influjo deben durar de 15 a 30 minutos.

V.6.4 Precauciones Especiales a Tomar Durante los Viajes

- Si la tasa de flujo o una ganancia de volumen en los tanques indican un influjo cuando se circulan los fondos después de un viaje, se debe completar la circulación fondo arriba, a través del estrangulador, tal como se haría con el Método del Perforador ya que ello podría indicar gas de viaje en vez de un influjo en el fondo, y los cálculos del peso del lodo requerido para controlar el flujo, utilizando las fórmulas comunes de control de pozos, podrían causar un sobre balance excesivo en la formación.

V.7 INFLUJOS CON LOS LASTRABARRENA O EL REVESTIDOR

EN LOS PREVENTORES V.7.1 Lastrabarrena

Detectar un influjo cuando los lastrabarrena se encuentran en el conjunto de preventores de reventones es motivo de


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preocupación en cuanto a la seguridad de la cuadrilla y de la unidad de perforación ya que los métodos de control secundario podrían fallar cuando se utilicen los BOP's. Pudiera presentarse un influjo de esta naturaleza cuando se retira la sarta de perforación del hoyo lo cual es en extremo peligroso por las siguientes razones:

- Como la presión hidrostática debe ser siempre lo

suficientemente alta para equilibrar la presión de la formación antes de retirar la sarta del hoyo, el influjo se debe probablemente al efecto de suaveo o a una falla en mantener el hoyo lleno.

- La fuerza ejercida por la presión del hoyo podría

sobrepasar el peso de los lastrabarrena.

- Detectar el influjo tardíamente pudiera indicar que el mismo se encuentra cerca de la superficie. Usualmente,

la existencia de un influjo es aparente cuando la velocidad de izamiento se reduce al manipular los pesados lastrabarrena. Esto ocurre probablemente debido al hecho de que la tasa de migración de la burbuja y la velocidad del viaje son prácticamente iguales.

- En muchos casos no existe una válvula flotadora en la

sarta y es difícil instalar sobre la junta que está en la superficie una válvula de seguridad de apertura plena. El espacio anular solo puede ser cerrado por el preventor esférico o tipo bolsa que no puede impedir el izado o salida accidental de los lastrabarrena si la presión del hoyo es alta.

Cuando se ha detectado un influjo el Perforador debe decidir rápidamente si se debe cerrar el pozo o como último recurso, dejar caer los lastrabarrena. A menos que se disponga de todo lo necesario, y que la cuadrilla esté bien entrenada, es posible que sea necesario soltar los lastrabarrena y cerrar el pozo con los arietes o rams de corte/ciegos.


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V.7.1.1 Procedimiento de Cierre con BOP’s Superficiales

Si se presenta un influjo mientras los lastrabarrena se encuentran en el BOP, se debe aplicar el siguiente procedimiento:

- Posicionar los lastrabarrena a la altura del piso de

perforación y colocar las cuñas rotarias.

- Instalar el sustituto apropiado para conexión de roscas diferentes.

- Enroscar e introducir una junta o un tramo e tubería en el

hoyo.

- Enroscar sobre la junta o tramo de tubería una válvula de seguridad de apertura plena y cerrarla.

- Cerrar el preventor anular.

- Abrir la válvula hidráulica a control remoto y leer y

registrar las presiones de cierre y la ganancia de lodo en los tanques.

- Instalar un BOP interno sobre la válvula de seguridad.

Ahora es posible introducir la sarta hasta el fondo por inserción forzada (“snubbing”) o por deslizamiento convencional (“stripping”). Si es necesario controlar el pozo en la presente profundidad, se deben tomar las previsiones necesarias para asegurar la tubería de perforación a la mesa rotatoria por medio de cadenas.

V.7.1.2 Procedimiento de Cierre en las Unidades Flotantes

Si existe cierto nivel de oscilación vertical presente, surgen dos problemas al cerrar alrededor de los lastrabarrena. Primero, en el caso de los conjuntos de preventores submarinos no es posible colgar para evitar el movimiento entre el preventor anular y los lastrabarrena.


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Segundo, de forma a permitir el bombeo, reducir el movimiento relativo entre el lastrabarrena y el preventor anular y soportar la sarta, se debe utilizar el sistema compensador de movimiento. Esto toma algo de tiempo y aún supone una situación cuestionable.

V.7.1.3 Soltar los Lastrabarrena dentro del pozo

El Perforador debe decidir rápidamente si soltar los lastrabarrena, o no. El éxito de este último recurso depende de la magnitud del influjo y de la rápida implementación de los procedimientos correctos. El siguiente es uno de los procedimientos recomendados para soltar los lastrabarrena:

- Posicionar los elevadores cerca del piso del taladro. - Cerrar el preventor anular para que los elevadores se

puedan abrir. - Abrir el preventor anular para dejar caer los lastrabarrena.

- Cerrar los arietes de corte/ciegos.

- Leer y registrar la presión de cierre y la ganancia de lodo

en los tanques.

V.7.1.4 Consideración Especial

- Cuando la sarta esté fuera del hoyo se deben recostar organizados los tramos de lastrabarrena de forma tal que la tubería de perforación sea la primera a entrar en el hoyo. Se debe mantener siempre disponible un sustituto para combinación de roscas entre la tubería de perforación y los lastrabarrena.

V.7.2 Revestidor en los BOP’s

Precauciones a Tomar Durante la Introducción del Revestidor:


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- Conjuntos Superficiales: Cambiar los arietes al tamaño del revestidor y probar las compuertas del BOP.

- Preparar un cabezal de circulación listo para enroscar al

revestidor. - Unidades Flotantes: Asegurar que haya un sustituto para

conectar el revestidor a la tubería de perforación, pre- instalado en uno de los tramos de la tubería recostada para permitir el colgado de la sarta en caso de ser necesario.

- Tener cuidado cuando se llene el revestidor. Utilizar lodo limpio

y asegurarse de que no caigan desechos dentro del revestidor. - Registrar el volumen anular entre el revestidor, hoyo desnudo y

revestidor externo. - Calcular la velocidad de introducción para permitir una

velocidad aceptable de fluido y limitar la inducción de presiones de surgencia en el hoyo desnudo.

- Se debe tener un registro del nivel del tanque y éste debe

compararse con el incremento calculado de volumen debido al desplazamiento del metal del revestidor.

- En caso de que se presente un influjo durante la introducción

del revestidor, y si no es posible halar la zapata por encima de los arietes de corte/ciegos, se debe cerrar los arietes de tubería para el revestidor (BOP superficial) o el preventor anular (en los BOP's submarinos).

- Antes de esto último, se debe instalar en el tubo revestidor un

cabezal de circulación para el caso de que el equipo flotador falle.

- Debido al tamaño de la sarta, es posible que el peso del

revestidor no sea suficiente para contrarrestar la fuerza derivada de la presión del pozo que lo empuja hacia fuera. De ser necesario, se debe encadenar el cabezal de circulación a la subestructura del taladro.


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V.8 HIDRATOS

(Véase también la sección VI.1, relativa a aguas profundas)

Los hidratos son una estructura cristalina compleja compuesta por hidrocarburos y agua. En términos más simples, un hidrato es un gas congelado, comúnmente metano.

V.8.1 Formación de Hidratos

La formación de hidratos depende de la combinación de las siguientes condiciones:

- Presencia de agua libre. - Presencia de gas de hidrocarburos. - Baja temperatura. - Presión alta.

Se agrava debido a una caída presión / expansión del gas (como ocurre a través de un estrangulador) y a la pulsación de presión. Los hidratos se presentan usualmente durante las operaciones de explotación y perforación en climas fríos donde son de ocurrencia rutinaria. Sin embargo, es posible que aparezcan también en otro tipo de operaciones, especialmente en las que se utilizan sistemas submarinos en aguas profundas. En el gráfico indicado a continuación se muestra las condiciones en las cuales se forman los hidratos (Gráfico V.2).


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Pozos

Formación de Hidratos

100

1000

10000

100000

-5 0 5 10 15 20 25 30Temperature, grad C

Metano0.6 Gravedad Gas

0.70.80.91

Area

Formacion Hidratos

AreaSugura

Pre

sión

par

a la

form

ació

n de

hid

rato

s, k

Pa

Gráfico V.2

V.8.2 Consideraciones sobre los Hidratos en el Control de Pozos

Los hidratos son causa de serios problemas ya que pueden taponar válvulas o estranguladores y llegar a bloquear totalmente el flujo. La presión aguas arriba aumenta, empeorando el problema. Las dos áreas críticas son el conducto o paso a través de las válvulas a prueba de falla hacia la línea del estrangulador, y el estrangulador en sí. La caída de presión que ocurre cuando el gas pasa a través de estas áreas restringidas y el aumento repentino de la


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Pozos

velocidad de flujo provocan la expansión del gas y enfriamiento del mismo aguas abajo del estrangulador, facilitando la formación de Hidratos. Evitar la formación de Hidratos es mucho más fácil que eliminarlos cuando ya se han formado. Para ello es esencial que en las áreas de posible formación de hidratos se controle por lo menos una de las cuatro condiciones que favorecen su formación. Es posible que sea necesario inyectar metanol para prevenir la formación de hidratos. Esto es una práctica común en los múltiples de estrangulamiento superficiales, y podría aplicarse también a los conjuntos de BOPs submarinos. Si de hecho ya se ha presentado una formación de hidratos y se ha tapado el estrangulador o la línea, la eliminación de estos es sumamente difícil. Es necesario utilizar una cantidad considerable de calor para descomponer los hidratos. Dicha descomposición puede ser explosiva debido a que una vez que se inicia el proceso, éste continúa a altísima velocidad. El mejor método para descomponer los hidratos es circular una solución salina caliente.

V.8.3 Consideraciones sobre los Hidratos cuando se perfora

Obviamente, si se está utilizando lodo base aceite no surgen más problemas. Con los lodos base agua, si se mantiene una concentración alta de cloruro en el lodo ayuda a bajar el punto de congelación. Otro método es desplazar las líneas de estrangulación y de control o inyección con metanol, lo cual evitará la formación de hidratos en el conjunto de preventores. En el caso del metano, los hidratos se forman a presiones de 2620 kPa (380 psi) y a temperaturas hasta 0°C (32°F). Para presiones de 34,500 kPa (5000 psi) las temperaturas tienen que ser inferiores a 24°C (75°F) para favorecer la formación de hidratos.

V.8.4 Prevención de Hidratos

Es mucho más fácil evitar la formación de hidratos que eliminarlos una vez que ya se han formado. La prevención se puede lograr como sigue:


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Pozos

•

Dentro del hoyo:

- Con buenas prácticas de control primario del pozo para disminuir el gas que proviene de la formación.

- Reduciendo el agua libre, utilizando lodo base aceite o elevando al máximo el contenido de cloruros en un lodo a base de agua.

- Manteniendo la temperatura tan alta como sea posible.

- Inyectando metanol o glicol a una tasa de 2-4 litros (0.5-1 gal.) por minuto en el extremo superior (corriente arriba) del estrangulador o su línea.

• Fuera del hoyo:

- Los hidratos se pueden formar en la parte exterior del

conjunto de preventores en pozos sobre aguas profundas. Ver la Sección VI.1.2, "Hidratos Externos en el Conector del Cabezal del Pozo".

V.9 AUSENCIA DE CIRCULACIÓN V.9.1 Barrena Tapada

Si no es posible restablecer la circulación aumentando la presión de bomba, se debe planificar una operación con cable de acero para intentar abrir la barrena con un golpeador explosivo o perforar la sarta tan abajo cuanto sea posible. Mientras se instala el equipo para perforar la sarta, se debe hacer lo siguiente: - Observar la presión de cierre del revestidor, SICP en busca

de migración de gas. Si se sospecha de una migración gas, se considerará utilizar el método volumétrico.


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Pozos

V.9.2 Barrena Fuera del Hoyo

Si se presenta un influjo en el pozo cuando la barrena se encuentra fuera del hoyo y es imposible regresarla al hoyo con el BOP abierto, se debe cerrar el pozo con los arietes ciegos o con los arietes de corte/ciegos y observar la presión del pozo. Se debe hacer un cálculo para verificar si la fuerza ascendente es superior al peso de la sarta de perforación (con la válvula de flotador instalada en su parte inferior). FUERZA = PRESIÓN x ÁREA Se debe sumar la fricción generada a través del preventor anular (5-10 tons). Si la fuerza ascendiente debida a la presión del pozo sobre la parte inferior de la sarta es superior al peso de la sarta, será necesario forzar la sarta a través del preventor, con el proceso de Insertado a presión ya discutido (“Snubbing”). Dependiendo del tiempo que se haya tenido para preparar esta técnica, se puede reducir la presión superficial de acuerdo con el método volumétrico.También se debe considerar la alternativa de utilizar el método de reversión del influjo a la formación ("bullheading").

V.10 DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE CIERRE DE LA

TUBERÍA CON UNA VÁLVULA FLOTADORA EN LA SARTA

Es posible utilizar varios métodos para abrir una válvula de flotador y determinar la presión de cierre de la tubería de perforación. Los dos métodos más comunes son los siguientes:

V.10.1 Método 1

- Bombear en el hoyo cerrado, a través de la tubería de perforación, a velocidad reducida y monitorear


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Pozos

cuidadosamente las presiones de cierre del revestidor y de la tubería de perforación.

- Cuando la tasa de incremento de la presión de la TP varía

significativamente, o cuando la presión del revestidor comienza a aumentar, se para la bomba y se registra la presión de la tubería de perforación. Este valor será la presión de cierre de la tubería.

V.10.2 Método 2

- Llevar la bomba a velocidad reducida acordada, manteniendo la presión del revestidor constante (en los conjuntos submarinos, se reduce la presión del revestidor en un valor igual a la pérdida por fricción en la línea de estrangulamiento, si ésta se conoce).

- Cuando la bomba haya alcanzado la velocidad lenta para

el control del pozo, se observa el manómetro de la tubería y se registra el valor leido como la presión de circulación inicial.

- Se resta el valor de la presión de circulación a la velocidad

lenta del valor de la presión de circulación inicial. Este valor es la presión de cierre de la tubería de perforación. Ver la Ilustración V.3.


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Pozos

I lustración V.3

V.11 CABLE DE ACERO EN LOS BOP’S/LUBRICADORES V.11.1 Operaciones con Cable de Acero sin Equipo Especializado en el

Cabezal del Pozo

Muchas operaciones con cable de acero son realizadas con la presión hidrostática del fluido de perforación, como forma principal de control de la presión con el equipo de BOP del taladro como segunda línea de defensa contra las presiones de la formación. En esta situación, debe ser posible controlar el pozo de la misma forma que si la tubería estuviera fuera del hoyo. Si se presenta flujo, se utilizará los BOP's del taladro para

700

0

Pozo Estatico Bomba a Velocidad Reducida

700

900

S I D P P S I D P P

S I C P S I C P

S C R P = 300 psi @ 30 SPM S I D P P = ICP - S C R P S I D P P = 900 psi - 300 psi S I D P P = 600 psi


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mantener el control hasta que se controle el pozo. Se deben tener en cuenta varios factores siempre que este tipo de operaciónes de registro con cable estén en progreso.

- Es responsabilidad del Perforador monitorear

continuamente el pozo durante las operaciónes de registro. Esto debe hacerse circulando continuamente sobre el hoyo con lodo del tanque de viajes. Se debe investigar y confirmar cualquier fluctuación del nivel del tanque debida al desplazamiento del lodo por el cable de acero, mareas o cambios de calado en las unidades flotantes y pérdidas de fluido en el hoyo.

- Si se presenta flujo, es preciso cerrar el BOP anular y

notificar a la unidad de registros, preferiblemente antes de que se complete el cierre. Únicamente se utilizarán los arietes de corte/ciegos como último recurso. Si esto se hace necesario en un taladro que solo esté equipado con arietes ciegos, se recomienda cortar el cable de acero y dejar caer la herramienta para despejar los arietes antes de cerrarlos. Como precaución en caso de que se presente una emergencia, se debe mantener un cortador de cable adecuado en el piso de perforación.

- Si se considera que existe la posibilidad de que se

presente flujo en el pozo o pérdidas excesivas de fluido, se debe disponer de herramientas especiales como tubo lubricador y cabeza de presión para el cable, instaladas sobre los BOP's lo cual supondría más opciones de control del pozo o permitiría cerrar el mismo sin dañar el cable de acero. El uso de este equipo requiere de una planificación anticipada, consultada con el contratista de las operaciones con cable de acero.

- Antes de que se inicie cualquier operación con cable de

acero, se debe efectuar una reunión operacional y de seguridad con todo el personal involucrado, para definir claramente las responsabilidades y planes de contingencia.


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V.11.2 Operación con Cable de Acero con Equipo Especializado en el Cabezal del Pozo

V.11.2.1 Requerimientos del Equipo

Cuando se realice operaciones con cable de acero en que los BOPs sean el medio de control principal del pozo (durante las pruebas del pozo, cañoneo u operaciones de rehabilitación, etc.), se deben utilizar equipos independientes de control, incluyendo BOP's para cable, tubos de prolongación sobre lOs BOP's del pozo (lubricador), válvulas de seguridad y líneas de flujo (cabezales de inyección de grasa). Dichos equipos deben ser capaces de:

- Sellar alrededor del cable de acero en uso mientras la

sarta de la herramienta se encuentra dentro del hoyo. - Proveer un medio de cerrar el pozo completamente

cuando la herramienta esté dentro del tubo lubricador o esté fuera del pozo.

- Cerrar el pozo sin depender de la presión externa o de

fuentes de poder (provisión de un sistema de cierre a prueba de fallas), con, o sin el cable de acero en el hoyo.

Se utiliza varios equipos de inyección de grasa para satisfacer la necesidad de sellado alrededor de los cables de acero trenzado, al igual que para permitir que estos se muevan a través del equipo de control de presión mientras se contienen las presiones del pozo. Los tubos de flujo que se encuentran acoplados al cable de acero en uso requieren de inyección de grasa viscosa (a presiones de inyección que excedan la presión del pozo a contener) para mantener un sellado hermético alrededor del cable de acero. Seleccionar el tipo de grasa adecuado y el uso de los procedimientos operativos apropiados (como limitar las velocidades de introducción y extracción a niveles razonables para minimizar el desgaste de los componentes), es imperativo para mantener la capacidad de sellado.


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V.11.2.2 Consideraciones en Cuanto al Equipo y a la Seguridad

Se debe considerar varios factores cuando se utiliza equipo de control de presión del cabezal del pozo con cable de acero. - Antes de comenzar la operación, se debe definir

claramente las responsabilidades del personal y las opciones de control del pozo en una reunión de seguridad. El personal de perforación debe tener instrucciones detalladas en cuanto al cierre del pozo bajo cualquier circunstancia prevista.

- Todo el personal debe entender claramente cuál es la

relación entre los BOP's del taladro y la operación en progreso.

- Únicamente se debe utilizar el equipo del cabezal del

pozo con cable de acero para el fin específico con que fue diseñado. Por ejemplo, no se utilice un elemento

empacador ni un prensaestopas a modo de limpiadores del cable.

- Es esencial que todo el equipo de prevención de

reventones con cable de acero sea instalado en la posición correcta. Nótese que es posible instalar intencionalmente un BOP de ariete al revés (posición invertida), siempre que se utilice con el equipo de inyección de grasa, y que se instale un segundo BOP por encima del primero, en posición correcta vertical. Esta disposición puede ser necesaria para controlar el flujo de gas, o en caso de que se anticipen presiones altas.

- Cuando se instalen dos BOP's en posición vertical, se

ciérrese primero el de la parte superior (únicamente el primero). Sólo se utilizará el segundo BOP si es necesario repetir la operación de cierre, una vez falle el primero. Esto permite que en una emergencia, se sustituya los BOP's de ariete superiores. NO SE CIERRE NUNCA AMBOS BOP'S AL MISMO TIEMPO.


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Pozos

- Además de los BOPs del cable de acero, se recomienda

instalar una válvula de compuerta (por encima de los BOP's) capaz de cortar el cable de acero, siempre que los BOPs del taladro de perforación no estén en uso.

- Cuando se utiliza un BOP invertido por debajo de uno

derecho, se logra el sellado de gas en los cables trenzados bombeando grasa viscosa con una bomba de alta presión en el espacio existente entre los BOP's. El sellado efectivo es una de las funciones de la grasa viscosa. Si no se dispone de suficiente grasa viscosa, una solución de emergencia sería inyectar bandas de goma, insertando 10-20 de ellas en la manguera de inyección de grasa. En cualquier caso, no se comenzarán las operaciones de rutina hasta que se disponga de una reserva adecuada de grasa en el piso de perforación.

- Los BOP's del cable de acero pueden ser capaces de

sellar en un hoyo desnudo, pero no se debe confiar en esta habilidad, ya que es posible que se dañen los elementos de sellado de la goma. El objetivo principal de estos BOP's es permitir el cierre alrededor del cable para efectuar reparaciones en el mismo, mientras se mantiene la presión.

- Tener en mente los regímenes de presión y las limitaciones

del equipo en uso.

- Véase el Manual de Wireline and Testing, "Pressure Operations Guidelines" en Internet, en la siguiente dirección: http://wth.montrouge.wireline.slb.com/qhse/risks/

/pressure/start.html V.12 DESCONEXIÓN DE EMERGENCIA DURANTE LAS

OPERACIONES DE CONTROL DE INFLUJOS (UNIDADES FLOTANTES ANCLADAS )


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Pozos

Pudieran surgir varias situaciones durante las operaciones de control de pozos que requieran de una desconexión del tubo conductor submarino y de una movilización fuera del sitio del pozo.

V.12.1 Condiciones en que Pudiera Ser Necesario Realizar una

Desconexión de Emergencia

- Cuando los BOP's se tornan inseguros debido a altas presiones anulares o a fallas del equipo.

- Movimiento de la embarcación debido a condiciones

climatológicas adversas (falla en las cadenas de amarre o anclaje).

V.12.2 Procedimientos para una Desconexión de Emergencia – Si el

tiempo lo permite

- Mientras se controlan las presiones anulares, lanzar y bombear por la tubería una válvula de contrapresión o dardo flotador de caída libre hasta que se asiente en el niple de fondo instalado previamente en la sarta .

- Después de que el dardo llegue a su asiento, se descarga la presión de la tubería y se verifica que el dardo mantenga la presión.

- De ser así, se cierran los arietes inferiores de la tubería - asumiéndose que la sarta ya esté colgada de los arietes superiores.

- Se desplaza el tubo conductor submarino con agua de mar.

- Cerrar las válvulas a prueba de fallas. - Cortar la tubería. - Desconectar el tubo conductor submarino inferior y se

confirma la desconexión. - Soltar los tensores de las líneas de anclaje. - Movilizar el taladro afuera de la localización.


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Pozos

V.12.3 Procedimientos para una Desconexión de Emergencia – Sin Previo Aviso

- Parar el bombeo. - Cerrar los arietes inferiores de la tubería (suponiendo que

la sarta ya esté colgada de los arietes superiores). - Cortar la tubería. - Desconectar el tubo conductor submarino inferior y

confirmar la desconexión. - Soltar las líneas de anclaje y movilizar el taladro fuera de

la localización. V.13 OPERACIONES DE CONTROL DEL POZO DESPUÉS DE

CORTAR LA TUBERÍA (UNIDADES FLOTANTES ANCLADAS) V.13.1 Procedimientos de Reconexión

Posicionar el taladro en el sitio del pozo. Correr y enchufar el sello sobre el conductor submarino inferior. Desplazar el conductor con lodo de control.

Abrir la válvula a prueba de falla de la línea de estrangulamiento y observar la presión de la tubería de perforación (no se registrará presión si el dardo la mantiene correctamente). Si se registra presión, es posible que se haya presentado una falla en el dardo (aunque se puede continuar los procedimientos de contención), o considerar la posibilidad de que la sarta se haya caído. En este caso, las presiones de la línea de estrangulamiento y de la línea de contención serían iguales, y las únicas opciones para controlar el pozo serían el método volumétrico o el método de reversión del influjo o "bullheading". Abrir las válvulas a prueba de fallas ubicadas en la línea de control o inyección, por debajo de los arietes inferiores de la tubería y observar la presión del revestidor.


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Bombear por la línea de estrangulamiento para verificar que es posible la circulación a través del dardo. Obsérvese el aumento de presión en el manómetro de la línea de control. Si la circulación es posible, continúese la contención utilizando el valor indicado en el manómetro de la línea de estrangulamiento como presión de la tubería de perforación, y el valor registrado en el manómetro de la línea de control como presión del revestidor. Asegúrese de que se establezcan de nuevo las presiones circulantes ya que los valores anteriores de régimen de circulación lenta ya no aplican.

Si la circulación no es posible, considérese utilizar el método de reversión forzada del influjo a la formación o bien el método volumétrico.

V.14 CONTROL TERCIARIO

En el caso de que no sea posible mantener adecuadamente el control secundario debido a las condiciones del hoyo o a fallas del equipo, se pueden aplicar ciertos procedimientos de emergencia para evitar la pérdida de control. A estos procedimientos se les clasifica dentro de la categoría de "Control Terciario", e implican usualmente el abandono completo o parcial del pozo. Contrariamente al control primario y secundario, no existen procedimientos de control terciario establecidos que funcionen en la mayoría de las situaciones. Los procedimientos a aplicar dependen de las condiciones operativas y no es posible hacer recomendaciones específicas hasta que se establezca cuáles fueron las circunstancias que llevaron a la pérdida del control secundario. Sin embargo, existen dos procedimientos que se utilizan comúnmente. Estos contemplan el uso de:

- Tapones de Barita. - tapones de Cemento.


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V.14.1 Tapones de Barita

Un tapón de barita es una mezcla de barita en agua fresca o diesel, que se posiciona en el hoyo para formar un puente que sella los reventones y que permite restablecer el control del pozo.

El tapón es desplazado a través de la sarta de perforación y si las condiciones así lo permiten, la sarta es halada hasta un

punto seguro sobre el tapón. La barita se asienta rápidamente y forma una masa impermeable capaz de contener los regímenes altos de flujo.

La efectividad de los tapones de barita proviene de la alta densidad del material, del pequeño tamaño de sus partículas, y de su habilidad de formar una barrena impermeable resistente. Para que sea efectivo un tapón de barita debe tener las siguientes propiedades:

- La viscosidad y el punto cedente deben ser tan bajos

como sea posible para asegurar un régimen de asentamiento rápido y evitar la canalización. Siempre que sea posible, se debe utilizar barita de alta calidad con un bajo contenido de arcilla.

- La mezcla debe tener una alta densidad: por lo menos

360 kg/m3 (3 ppg) más que la densidad del lodo.

- La pérdida de fluido debe ser alta para permitir la rápida deshidratación de la mezcla. Es posible que esta pérdida de fluido ocasione el derrumbamiento del hoyo y auto puenteo.

Los tapones de barita tienen las siguientes ventajas:

- Pueden ser bombeados a través de la barrena,

ofreciendo una posibilidad razonable de recuperación de la sarta de perforación.


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- Normalmente, el material se encuentra siempre disponible en el sitio del pozo.

- De ser necesario, es posible perforar el tapón fácilmente.

La principal desventaja es el riesgo de tapar la sarta de perforación si se para el bombeo antes de que la mezcla haya sido completamente desplazada. Se pueden utilizar dos tipos de mezclas de barita:

- Mezcla de barita y agua fresca.

- Mezcla de barita y aceite diesel.

Es posible utilizar otros materiales si se requiere de una mezcla con una densidad muy alta para parar el flujo de forma a que la mezcla se asiente. En el pasado se ha utilizado ilmenita y galena y la hematita micácea es potencialmente útil. Todos estos materiales tienen una densidad más alta que la barita.

Independientemente del material que se utilicen todas las fórmulas deben ser probadas en un hoyo piloto para garantizar su asentamiento y deshidratación. Mezcla de barita y agua fresca: La cantidad de barita y agua fresca requerida para formular 0.16 m3 (1.0 bbl) de mezcla a varias densidades se indica en la tabla a continuación: DENSIDAD VOLUMEN DE PESO DE REQUERIDA AGUA DULCE BARITA kg/l (ppg) m3 (bbl) kg (lb) 2.15 (18) 0.102 (0.642) 240 (530) 2.40 (20) 0.089 (O.560) 292 (643) 2.51 (21) 0.084 (0.528) 315 (695) 2.63 (22) 0.078 (0.490) 340 (750)


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Se debe añadir un fosfato, como el pirofosfato ácido bórico o el hexametafosfato sódico como adelgazante en caso de contaminación con lodo del anular o de barita de baja calidad. La concentración necesaria es 2 kg/m3 (0.7 lb/bbl). Tener en cuenta que los fosfatos se degradarán térmicamente si la temperatura hoyo abajo sobrepasa los 60°C (140°F). Si este es el caso, se puede utilizar una mezcla de 1.14 kg/m3

(0.4 lb/bbl) de lignosulfonato y 0.71kg/m3 (0.25 lb/bbl) de soda cáustica. Se logra el asentamiento óptimo de la barita ajustando el pH a 8-10 con 0.71 kg/m3 (0.25 lb/bbl) de soda cáustica.

Los tapones de barita deben ser preparados con agua fresca. Consecuentemente, es esencial evitar la contaminación por el agua salina de la formación o por el lodo de perforación durante el desplazamiento. Mezcla de barita y aceite diesel: Es preferible utilizar un tapón de barita hecho de una mezcla de barita y aceite diesel en los lodos a base de aceite o en lodos de emulsión inversa. Sin embargo, es posible utilizar una mezcla de barita y agua fresca siempre que se ubique un espaciador de aceite diesel antes y después de la mezcla. Las cantidades de aceite diesel y barita necesarios para formular 0.16 m3 (1.0 bbl) de mezcla a varias densidades se indican en la tabla a continuación: DENSIDAD VOLUMEN DE PESO DE REQUERIDA ACEITE DIESEL BARITA kg/l (ppg) m3 (bbl) kg (lb) 2.15 (18) 0.097 (0.610) 259 (572) 2.40 (20) 0.086 (0.541) 308 (679) 2.51 (21) 0.080 (0.503) 331 (730) 2.63 (22) 0.075 (0.471) 354 (781)


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Se añade un agente humectante con una concentración de 14.0 kg/m3 (5.0 lb/bbl.) para aumentar la velocidad de asentamiento. Desplazamiento Debido a que la mezcla del tapón no contiene agentes de suspensión para la barita, la mezcla en la superficie, y la colocación del tapón deben ser continuas y rápidas. Si se para la mezcla o el bombeo así sea por un momento, ocurrirá un asentamiento en en los tanques o se tapará la sarta de perforación. Es posible mezclar en tandas y desplazar la mezcla con las bombas del taladro. Sin embargo, es preferible mezclar y desplazar la mezcla con una unidad de cementación ya que las instalaciones superficiales normales no son adecuadas debido a sus regímenes lentos de mezcla. El uso de la unidad de cementación permite control más preciso del volumen.

El tapón debe tener una longitud final de por lo menos 60 metros (200 pies) y un volumen no menor de 1.6 m3 (10 bbl), para que se garantice un buen sellado y se permita un desplazamiento preciso en el hoyo.

V.14.2 Tapones de Cemento

Se puede utilizar un tapón de cemento para parar el flujo hoyo abajo. Sin embargo, esto implica generalmente abandonar el hoyo y perder la mayoría de las herramientas de perforación. Se colocan los tapones de cemento bombeando una cantidad de cemento de fraguado rápido (acelerado) en el anular por medio de la sarta de perforación. Usualmente, el cemento es desplazado hasta que las presiones de la bomba y del estrangulador indiquen que se ha formado un puente. El


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cemento de fraguado rápido reduce la posibilidad de que se corte con el gas. Si es necesario colocar un tapón de cemento fuera de fondo, con lodo por debajo, entonces es necesario considerar poner un bache de lodo viscoso por debajo de la zona a tapar. Se debe considerar esta opción en el caso de hoyos largos o desviados, o cuando la lechada de cemento sea sustancialmente más pesada que el lodo.

Colocar un tapón de cemento deja muy poca posibilidad de recuperar la sarta de perforación. También es probable que la sarta se tape después de bombear el cemento, impidiendo un segundo intento si el primero no ha sido exitoso. Por lo tanto, los tapones de cemento deben considerarse como última opción.

V.15 GAS ATRAPADO EN LOS CONJUNTOS SUBMARINOS DE

PREVENTORES DE REVENTONES

El gas atrapado en un conjunto submarino de BOP's puede ser un problema serio si no se maneja correctamente. Pudiera presentarse una acumulación significativa de gas, aumentando a medida que aumenta la profundidad del agua. La cantidad de gas atrapado en el conjunto depende del volumen entre el preventor en uso y la salida de la línea de estrangulamiento. El objetivo del procedimiento que se indica a continuación es permitir que la mayor parte del gas atrapado en el BOP se ventile por la línea de estrangulamiento al permitir su expansión contra la hidrostática del agua (o del aceite si se utiliza OBM). Si se realiza correctamente, es posible evacuar el gas atrapado en forma controlada. - Aislar el hoyo cerrando un grupo de arietes de tubería: ya

sea los inferiores o los intermedios (se debe disponer de una vía de flujo desde la línea de control, a través del tope de los arietes cerrados y línea de estrangulamiento arriba.


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- Desplazar el lodo pesado bombeando agua línea de control abajo y línea de estrangulamiento arriba, manteniéndose la presión del estrangulador igual a la

diferencia de presión hidrostática entre el lodo pesado y el agua (o el lodo base aceite). Sin embargo, cuando el agua sea profunda, no es aceptable utilizar agua fresca ni agua de mar debido a que permiten la formación de hidratos. Se debe utilizar mezcla agua y glicol u otro tipo de mezcla de baja densidad. Véase las secciones V.8 y VI.1 para más información.

- Cuando los retornos sean de agua fresca, parar el

bombeo y cerrar el estrangulador manteniendo la misma contrapresión.

- Cerrar la línea de control o de inyección (kill line). - Purgar la presión de la línea de estrangulamiento

permitiendo que el agua y el gas salgan de la línea. - Una vez que el flujo pare, cerrar el desviador, abrir la línea

de llenado y llenar el hoyo desde arriba. Abrir el preventor anular.

- Cuando el pozo esté estático, circúlese lodo pesado

llenando desde abajo el tubo conductor submarino. V.16 PROBLEMAS DEL EQUIPO V.16.1 Estrangulador

Cuando es controlado el pozo por medio del método del Perforador o por medio del Método de Esperar y Pesar, es necesario mantener las emboladas de la bomba constantes para detectar cualquier cambio en el sistema de circulación, tal como un ensanchamiento del estrangulador por flujo erosivo.


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Si se detecta un caída anormal de la presión de la tubería de perforación y de la presión del revestidor, es posible que se haya erosionado el estrangulador.

Si se sospecha que ha ocurrido un daño en el estrangulador se prepara el circuito secundario con el estrangulador ajustable de reserva y se restablecen los procedimientos para el control del pozo. Se deben comenzar de inmediato las operaciones de reparación del estrangulador dañado.

V.16.2 Preventor Anular

La parte más vulnerable del preventor anular es la unidad de sello o unidad empacadora de caucho que está sujeta al desgaste. Nunca se debe cerrar el preventor anular en el hoyo desnudo (sin tubería) en las pruebas de funcionamiento, ya que esto acortará la vida útil de la unidad de empaque.

Cuando se presenta una fuga en la unidad de empaque durante el control de un influjo, se cierran los preventores de ariete de la tubería, y de ser necesario, se alista un segundo grupo de preventores con arietes de tubería antes de restablecer las operaciones de control del pozo.

Sustitución de la Unidad de Empaque con la Tubería de Perforación en el Hoyo (Conjuntos Superficiales). - Retirar el niple de campana. - Remover la tapa del BOP anular. - Colgar el niple de campana y la tapa del BOP por debajo

de la mesa rotatoria. - Cortar y retirar del BOP anular el empaque desgastado. - Cortar el nuevo empaque con un cuchillo y agua,

ejerciendo tensión entre los segmentos (no utilizar una sierra).

- Instalar el nuevo elemento empacador . - Re-instalar la tapa de la BOP y el niple de campana.


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V.16.3 Daño en los Sellos de Empaque del Preventor de Ariete

Para evitar el deterioro rápido de los empaquetadores, se deben tomar las siguientes precauciones: - utilizar la presión hidráulica recomendada para operar el

preventor de ariete, o sea, 10.500 kPa (1500 psi). (Podría ser necesario utilizar presiones más altas para cortar la tubería con los arietes de corte).

- Jamás se deben cerrar los preventores de ariete sin

tubería en el hoyo durante las pruebas de funcionamiento.

La falla de los sellos ocurre usualmente durante condiciones severas de control del pozo. Si ello ocurre en las unidades flotantes, se procede a cerrar el siguiente grupo de arietes inferiores. En los conjuntos superficiales, en que sólo se dispone de un segundo grupo de rams o arietes, se cierran los arietes inferiores (de emergencia) y se reemplazan los sellos del superior antes de continuar con la operación de control. Si durante este lapso las presiones superficiales aumentan, es posible mantener constante la presión de la tubería de perforación purgándola por el múltiple del tubo vertical. Si todavía se dispone de dos o más arietes, la persona encargada decidirá si se procede a cambiar los arietes dañados o se continúa con la operación de control.

V.16.4 Problemas con la Bomba de Lodo

La eficiencia de la(s) bomba(s) es muy importante en todos los cálculos de control del pozo. El Superintendente del Taladro

debe conocer la eficiencia de la bomba a velocidad reducida (que puede ser diferente de la eficiencia a velocidad de perforación o circulación normal).


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Pozos

Si se presenta una falla en la bomba durante una operación de control de influjos, ésta puede detectarse por los siguientes indicativos: - Vibración en la manguera rotaria. - Variación en la presión de la tubería de perforación. - Picos de presión en el manómetro de presión de la tubería

de perforación. - Golpeteo hidráulico en la bomba. Si se detecta cualquiera de los anteriores indicativos, se debe cerrar el pozo y tomar las siguientes medidas: - Aislar la bomba. - Alinear la bomba de lodo de reserva. - Restablecer la operación de control del influjo. - Reparar la bomba inmediatamente. Si la segunda bomba falla mientras la primera todavía está siendo reparada, se parará la operación de control del influjo y se cierra el pozo. Es posible mantener constante la presión de fondo si se mantiene constante la presión de la tubería de perforación, purgándola según sea necesario, a través del estrangulador.

V.16.5 Válvulas Ahorradoras de Lodo de la Junta Kelly

Debido a que se requiere una presión aproximada de 1.400 kPa (200 psi) para abrir estas válvulas (como la Drilco Mud-Check), no se registrará con precisión la presión de cierre en la tubería si esta es inferior a 1.400 kPa (200 psi).

Una forma de contrarrestar esta desventaja después de cerrar el pozo es: l) Cerrar la válvula inferior de seguridad de la junta kelly. 2) Purgar la presión del múltiple del tubo vertical. 3) Abrir la válvula inferior de seguridad de la junta kelly. 4) Registrar la presión de cierre de la tubería de perforación.


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Pozos

V.17 FRICCIÓN EN LA LÍNEA DE

ESTRANGULAMIENTO V.17.1 Pérdidas de Presión durante las Operaciones

de Control con BOP Submarinos

En situaciones submarinas, se presenta una pérdida de presión cuando se circula a través del estrangulador debido a las pérdidas por fricción en la línea de estrangulamiento que parte del BOP. Esta pérdida de presión no se toma en cuenta cuando se realizan las mediciones normales a la tasa de circulación lenta, las cuales se toman mientras se circula hacia arriba por el tubo conductor submarino (“riser”) (véase la ilustración V.4).

Si se sigue el método normal para llevar la bomba a velocidad de control (o sea, mantener la presión del múltiple de estrangulamiento igual a la presión de cierre del revestidor SICP (Shut-In Casing Pressure)hasta que se alcance la velocidad lenta de control), la presión de fondo aumentará en una proporción igual a esta pérdida por fricción de la línea de estrangulamiento (CLFL = Choke Line Friction Losses). Este exceso de presión podría ocasionar serios problemas de circulación durante la operación de control del pozo.

Debido a que los gradientes de fractura disminuyen generalmente con la profundidad del agua, el manejo correcto de la pérdida por fricción en la línea de

500psi

Figura V.4Ruta de FlujoConvencional SCRP

Zarandas

0psi

Figura V.5Bombeo de Medición CLFL por lineade Estrangulamiento CLFL - 200 psi

Tuberis de Perforación

Zaranda

200psi

Desde Bombas

Estrangulador


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Pozos

estrangulamiento CLFL se hace más difícil a medida que la profundidad aumenta. Esto siempre se debe considerar después de aproximadamente 150 metros (500 pies) de profundidad, durante la planificación de las operaciones de control del pozo.

Es posible medir la pérdida por fricción de la línea de estrangulamiento CLFL (sin un sensor de presión en el BOP) mientras se toman los regímenes de circulación lenta. Una forma sencilla de hacerlo es bombear por la línea de estrangulamiento abajo, a tasas de bombeo reducidos y registrar la lectura de presión en el manómetro del múltiple de estrangulamiento.

V.17.2 Llevando la Bomba a Velocidad de Régimen de Control (BOP sin Instrumentos)

(Véase VI.7.4, que contempla el BOP con instrumentos)

Es fundamental mantener la presión de fondo (BHP) constante durante las operaciones de control. Para lograr esto es esencial utilizar un método que mantenga las presiones del revestidor relativamente constantes mientras se lleva la bomba de lodo a velocidad reducida para realizar el control. En ausencia de una pérdida significativa por fricción en la línea de estrangulamiento CLFL (conjuntos superficiales o aguas poco profundas), el método que se utiliza es simplemente mantener la presión del múltiple de estrangulamiento igual a la presión de cierre del revestidor SICP hasta que la bomba alcance la velocidad deseada. Pero cuando se utiliza este método y se presentan pérdidas por fricción en la línea de estrangulamiento, la presión total del revestidor varía desde el valor de presión de cierre del revestidor SICP, en el momento de arranque de la bomba, hasta presión de cierre del revestidor más pérdida por fricción en la línea de estrangulamiento, SICP + CLFL con la bomba a velocidad reducida de control. Esto podría provocar el aumento de la presión de fondo en una proporción igual a la de las pérdidas


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Pozos

por fricción en la línea de estrangulamiento, tal como se indica en las ilustraciones V.6 y V.7.

500psi

Figura V.6Pf = 5,000 psiPh = 4,300 psi (en anular)Bombas off ( influjo )

Tubería de Perforación

700psi

Estrangulador

1200psi

Figura V.7Pf = 5,000 psiPh = 4,300 psi (en anular )Bombas a rata de Control MantenerPresion del Estrangulador constanteCAmbios en BHP = 200 psiincrementos

Tubería de Perforación

700psi

Retornos

Estrangulador

Multiple de Estrangulación Multiple de Estrangulación

CLFL 0 psi ( static)

APL 0 psi

PreventorSubmarino

PreventorSubmarin

CLFL200 psi(dinamico)

APLDespreciable

BHP 5,000 psi BHP 5,200 psi


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Pozos

Se utilizan dos métodos para eliminar este problema. Primero, si se reduce la presión del múltiple de estrangulamiento en una proporción igual a la de las pérdidas de fricción conocidas CLFL (ajustando la presión del múltiple a presión de cierre del revestidor menos las pérdidas por fricción de la línea de estrangulamiento, SICP - CLFL), se elimina el efecto de las pérdidas por fricción. Esto se logra reduciendo la presión original de cierre del revestidor en la misma proporción que las pérdidas por fricción, mientras se lleva la bomba a la velocidad deseada.

(Véase la Ilustración V.8).

En el Ejemplo: SICP = 700 psi CLFL = 200 psi donde: SICP es la presión de cierre del revestidor

CLFL es la pérdida por fricción en la línea de estrangulamiento

Presión Reducida del Revestidor, psi = 700 psi - 200 psi = 500 psi Se debe elaborar una tabla para poner el pozo a traves del estrangulador que muestre que la relación presión versus

1000psi

Figura V.8Pf = 5,000 psiPh = 4,300 psi ( en anular )Bomba a Velocidad de Controlcon Presion Reducida MultipleEstrangulador Cambio en BHP = 0

i

Tuberia Perforación

500psi

Retornos

Estrangulador

Multiple Estrangulador

PreventorSubmarino


APLDespreciable

BHP 5,000 psi

Perdidas de Presion de Friccion en la Linea de Estrangulador

Revestidor del

-

Revestidor del

Cierre de Presión = Reducida

Presión


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Pozos

emboladas no es una línea recta, tal como la que se recomienda a continuación para mantener constante la presión de fondo: En el ejemplo de la velocidad reducida de control es de 50 epm

Tabla de Presión

EPM Presión

Línea 1: Colocar el contador de emboladas en "0"

= 0

Línea 2: Régimen de 1/2 embolada = 50 x .5

= 25

Línea 4: Régimen de 3/4 de embolada = 50 x .75

= 38

Línea 4: Régimen de 7/8 de embolada = 50 x .875

= 44

Línea 5: Velocidad reducida de control

= 50

Para completar la tabla se divide la pérdida por fricción en la línea de estrangulamiento (CLFL) de 200psi entre 4, porque existen cuatro pasos en la tabla:

psi 50 = 4

psi 200 (CLFL) = psi/línea

EPM Presión

Línea 1: Presión de cierre del revestidor, psi

= 0 700

Línea 2: Restar 50 psi de la línea 1

= 25 650


= 38 600


= 44 550


= 50 500


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Pozos

Una vez que se alcanza la velocidad de control, el operador del estrangulador observa el manómetro de la tubería de perforación y sigue la tabla de la forma usual. En el segundo método, si la configuración del múltiple de estrangulamiento contempla el uso de un manómetro de presión en la línea de estrangulamiento y de otro en la línea de control o inyección (“kill l ine”), es posible utilizar la línea de control (cerrar la salida por debajo del manómetro para evitar el flujo, eliminando así la fricción) como conexión de presión en un punto corriente arriba de cualquier CLFL potencial (conocida o desconocida). Esto se indica en la ilustración V.9. Si se mantiene el manómetro de la línea de control estable mientras la bomba alcanza la velocidad, se elimina el efecto de CLFL. Nótese las ventajas del segundo método: 1) La lectura de la presión del múltiple de estrangulamiento

en el manómetro indicará una disminución una vez que la bomba alcance la velocidad. Este aumento es igual a las pérdidas friccionales en la línea del estrangulador, CLFL.

2) No se requiere de ninguna información de pre-cálculo o

pre-medición de las CLFL.


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Pozos

3) Con el propósito de alterar las velocidades de la bomba o para analizar los problemas, el manómetro de la línea de control puede utilizarse subsecuentemente como manómetro de presión del múltiple de estrangulamiento en los conjuntos superficiales. NOTA : Si se selecciona el segundo método para manejar las CLFL, se recomienda instalar un manómetro de presión a control remoto en la línea de control, que pueda ser visto por el operador del estrangulador.

Es sumamente importante entender que independientemente del método que se

utilice, ambos cumplen con el objetivo de mantener la presión de fondo constante e igual a la presión de la formación, tal como se haría si no se tuviera la CLFL. Esto no requiere que se hagan alteraciones en la hoja de cálculo para control de influjos. Así, las presiones de circulación inicial o final no se ven afectadas por la CLFL. La CLFL es registrada en la hoja de influjo meramente por conveniencia - no es utilizada en los cálculos. Existen varios factores adicionales sobre la CLFL que se deben conocer. Nótese que solo se pueden utilizar los métodos antes mencionados si la presión del cierre del revestidor es superior a la CLFL. De no ser así, es inevitable aplicar el exceso de presión en el fondo del hoyo utilizando los procedimientos estándar de control. Además, a medida que el lodo pesado sube por el anular, la presión del revestidor necesaria para mantener la presión de fondo constante caerá por debajo de

1000psi

Figura V.9Pf = 5,000 psiPh = 4,300 psi (en anular)Bomba a Velocidad de Controlmantener constant Presion enLinea Control

Tubería Perforación

Retornos

Estrangulador


PreventorSubmarino

500psi

CLFL200 psi(dinámico)

APLDespreciable

BHP 5,000 psi

700psi

KLFL0 psi(estático)


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Pozos

la CLFL. Después de esto, la presión de la tubería de perforación sobrepasará la presión de circulación final independientemente de que el estrangulador esté completamente abierto, sin contrapresión en el múltiple de estrangulamiento.

Es posible mitigar estas situaciones utilizando regímenes de bombeo inusualmente bajos o tomando retornos simultáneamente, línea de estrangulamiento arriba y línea de contención arriba. Las ilustraciones V.10 y V.13 muestran este problema y los métodos utilizados para manejarlo. Indican un ejemplo en que la presión de cierre del revestidor es 100 psi, la cual es menor que las 240 psi de pérdida de presión en la línea de estrangulamiento mientras se bombea a 4 bbl/min.

75psi

Figura V.10Pf = 5,000 psiPh = 4,900 psi (en anular)Bombas off ( influjo )SCRP @ 4 bbl/min = 800 psiSCRP @ 2 bbl/min = 200 psiCLFL @ 4 bbl/min = 240 psiCLFL @ 2 bbl/min = 60 psi


100psi Estrangulador

1015psi

Figure V.11Pf = 5,000 psiPh = 4,900 psi (en anular)Bomba a 4 bbl/min manteniendo 0 psimultiple estrangulador, cambio de presiónChange in BHP = 140 psi incrementosChange in BHP = 100 psi incrementos


0psi

Retornos

Estrangulador

Multiple Estrangulador Multiple Estrangulador

CLFL 0 psi (estático)

APL 0 psi

PreventorSubmarino

PreventorSubmarino


APLDespreciable



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Pozos

Retornos

40psi

CLFL60 psi(dinamica)

875psi

Figura 13Pf = 5,000 psiPh = 4,900 psi ( en anular )Bomba a 4 bbl/min uso de linea deEstrangulación y Control paraRetornos


Estrangulador


SubseaBOP

APLDespreciable

BHP 5,000 psi

275psi

Figura 12Pf = 5,000 psiPh = 4,900 psi ( en anular )Bomba a 2 bbl/min Presion ReducidaMultiple EstrangulamientoCambio en BHP = 100 psi incremento


40psi Estrangulador


PreventorSubmarino

CLFL60 psi(dinámico)

APLDespreciable

BHP 5,000 psi

40psi

CLFL60 psi( dynamic )

Retornos

Estrangulador

4 bbl/min

V.18 DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE FONDO CORRECTA:

PRESIÓN ATRAPADA

Siempre que se para la circulación y se cierra el estrangulador durante una operación de control, se corre el riesgo de que quede presión atrapada en el pozo. Antes de que se restablezcan las operaciones de control, es importante eliminar la presión atrapada para garantizar que la presión de fondo sea igual a la presión de la formación. Otras circunstancias que pudieran resultar en presión atrapada son la migración de influjos y la introducción forzada de la sarta de perforación sin purgar el lodo.


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Pozos

Generalmente, no se recomienda parar la circulación una vez que se hayan iniciado las operaciones de control. Si en algún momento, existe alguna duda sobre el mantenimiento de la presión en la tubería según el programa de bombeo, por ejemplo, cuando se ha experimentado un lavado (rotura) de la sarta o se ha tapado la barrena, es recomendable parar la circulación y determinar cuál es la contrapresión requerida, utilizando el método que se describe a continuación. Cuando se para la circulación, la lectura del manómetro de presión de la tubería de perforación es llamada NUEVA PRESIÓN ESTÁTICA DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (NSDPP), para distinguirla de la PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (SIDPP) INICIAL.

1) Determinación de la NSDPP anticipada: Esta presión

depende de la posición del lodo de control dentro de la sarta; hasta que se bombea el lodo pesado en la tubería, la NSDPP debe ser igual a la SIDPP original; después de que el lodo llega a la barrena, la NSDPP debe ser "0"; cuando el lodo pesado solo llena la sarta parcialmente, la NSDPP anticipada se determina utilizando la hoja de control como se indica a continuación:

Gráfica Control

ICP

SIDPPPresion CircTuberia Perforacion

FCPPresion estatica Tuberia Perforacion

0Circ. paro aquí

1 NSDPP Esperada

Gráfico V.14


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Pozos

2) Si la presión medida en el manómetro de la tubería de perforación sobrepasa significativamente el valor anticipado, se procede con el paso 3, indicado a continuación. De lo contrario, se continúa con el paso 5.

Cuando existe una diferencia significativa entre la NSDPP

medida y la NSDPP anticipada, esta puede deberse a la presión atrapada dinámicamente o a una diferencia mayor a la esperada entre la Pf y la presión hidrostática de la sarta de perforación (PhDS). Esto podría ocurrir debido a una PhDS insuficiente (lodo de control de peso inapropiado o nivel del lodo no tan bajo como se esperaba), o debido a un aumento de la Pf o a una lectura incorrecta de SIDPP inicial. En todos estos casos, es necesario establecer que la presión de fondo es igual a la Pf, utilizando el siguiente procedimiento antes de restablecer las operaciones de control.

3) Se purga lentamente una pequeña cantidad de fluido a

través del estrangulador, permitiendo sólo una pequeña disminución de la presión de la TP (Ej. 700 kPa, 7 kg/cm2, 100 psi y/o 80 litros, 1/2 bbl máx.) – se utiliza un tanque calibrado o el tanque de viajes para monitorear los volúmenes de retorno. Cerrar el estrangulador.

4) Se permite que las presiones se estabilicen y se verifica

que tanto la presión de la tubería como la del revestidor hayan disminuido en la misma proporción. Se repiten los pasos anteriores hasta que la presión de la tubería sea igual a la NSDPP anticipada o aumente a un valor fijo después de cerrar el estrangulador aún si se purga más fluido (lo que indica que la presión proviene de la formación).

La presión de fondo es ahora igual a la presión de la formación.


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Pozos

Presión Revestidor

3 Purga enEtapas

PresiónAtrapad

Retomar lacirculacionManteniendo estapresion enRevestidor

1 NSDPP Esperada

4

2 Presión ActualTuberiaPerforación.

Gráfico V.15

Nota: Es recomendable que el volumen purgado del pozo sea mínimo, excepto cuando existe evidencia obvia de una migración. Detener la purga del lodo si la presión no se estabiliza después de que se haya purgado de 300 a 500 litros (2 a 3 bbls) de lodo.

5) Si después de la operación de purga la NSDPP final es

aproximadamente igual a la NSDPP anticipada, la diferencia registrada anteriormente fue debida a la presión atrapada; se restablecen entonces las operaciones de bombeo manteniendo la presión del revestidor constante (menos la CLFL en las unidades flotantes) mientras se lleva la bomba a velocidad de circulación lenta antes de cambiar a la presión de la tubería, tal como se describe en la sección II.2.3. La presión de circulación registrada en el manómetro de la tubería en ese momento es la presión correcta a utilizar para restablecer el nuevo programa de presión a seguir y mantener la presión de fondo constante mientras se finaliza la operación de control.

Si la NSDPP final es aún significativamente diferente de la

presión anticipada (véase el ejemplo a continuación), se debe establecer el motivo, y el plan de contención debe ser modificado en forma acorde.


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Pozos

Contra Presiónadicional requerida

Retomar la circulacionManteniendo estapresion en Revestidor

NSDPPInicial

NSDPP Final

NSDPP EsperadaCirc. paro aquí

Nueva PresiónCirculacion TP.

Gráfico V.16

(Esto podría ser por una de las razones explicadas arriba)

Nota: Este procedimiento no es recomendable si la zona de influjo tiene una baja permeabilidad, ya que purgar aún los más pequeños volúmenes de lodo reduce la presión de la TP, creando en la superficie la falsa impresión de que la presión de fondo es aún más alta que la presión de la formación.

V.19 PERFORACIÓN EN DESBALANCE

V.19.1 Equipo

La perforación en desbalance (Under Balance Drill ing, UBD) puede realizarse de varias formas. Las diferencias de equipo y costos dependen de la magnitud de las presiones superficiales anticipadas, del método de rotación de la tubería (top drive o mesa rotatoria), de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y del tipo de sistema de perforación a utilizar.

A continuación una lista de varios tipos de perforación en desbalance aplicable con tubería enroscada. 1. Aire, gas (de escape o natural), nitrógeno (criogénico o

separación de membranas). 2. Perforación con espuma. 3. Perforación con fluido aireado.


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Pozos

4. Perforación con flujo o Perforación desbalanceada "en vivo" con lodo o agua salada.

Dependiendo del sistema utilizado, el equipo necesario podría consistir de: 1. Compresores e impulsadores. 2. Cabezales rotatorios o BOP's rotatorios. 3. Separadores de dos, tres y cuatro etapas o extractores de

gas. 4. Desnatador. 5. Línea de venteo y quemadores. 6. Equipo de control de solidos. 7. Instrumentación superficial. 8. Líneas de desviación y líneas de sangría o purga. 9. Parafuego y flotafuego. 10. Sistema de inyección de químicos (niebla, espuma). 11. Barrenas y motores especiales (dependiendo del sistema a

utilizar). 12. Múltiple de perforación en desbalance (diferente del

múltiple de estrangulamiento). El conjunto de BOP's debe como mínimo, cumplir con los requerimientos indicados en la Sección III de este manual, y debe además:

- Estar provisto de una línea de desviación y de un preventor

de desviación (Sistema de Venteo del flujo). - Ser capaz de purgar hacia un quemador o a través de un

múltiple en caso de obstrucción de la línea del desviador o en caso de que otra operación requiera de un procedimiento individual de purga.

- Ser capaz de equilibrar la presión entre la línea del

desviador y el preventor de arietes inferior (el más bajo).

- Estar provisto de un sistema de acumulador independiente (utilizado sólo para controlar el preventor del desviador).


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Pozos

VALVULA EN LA JUNTADE ROTACION 4” TUBERIA VERTICAL

MANOMETRO DE PRESIONVALVULA DEPASO

2” LINEA DEPURGA HACIAQUEMADOR

TUBO DELODO

VALVULA DE PASO PRESION

ESTRANGULADOR GRADUABLE

MEDIDOR DE ORIFICIOVALVULA BLOQUEPRICIPAL300 FT DESDE LINESUPLIR AIRE O GAS -3” DIA

LINEA PILOTO DELQUEMADOR 1”

MULTIPLE INYECCIONDE QUIMICOS

EMPAQUETADORDE LA JUNTA DEROTACION

NIVEL PISO TALADRO

VALVULA DE PASO DE LALINEA DE RETORNOS

DE ESCAPE DEL QUEMADORFT DEL TALADRO

HACIA LA ZARANDA

ESTRANGULADOR

ESTRANGULADOR

LINEA 2”LINEA LLENADO DE LODO

PREVENTOR ANULAR

ARIETE DE TUBERIA

ARIETES CIEGO

CABEZAL DEL REVESTIDOR

Ilustración V.17

V.19.2 Prácticas

- No se utilizará el equipo de control principal (preventores diferentes al preventor del desviador) en las operaciones de forzamiento, insertado hidráulico o perforación.

- Se deben instalar por lo menos dos (2) dispositivos

(flotadores) en la parte inferior de la sarta de perforación


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Pozos

para evitar el contraflujo del pozo mientras se realiza las operaciones de perforación en desbalance.

- Cuando se extraiga la sarta y se llegue a superficie con el

flotador, se deben seguir los procedimientos estipulados para eliminar en condiciones seguras el gas atrapado por debajo del flotador antes de retirarlo de la sarta de perforación.

- Por debajo de los arietes ciegos se instalará un indicador

de presión con una lectura visible desde la estación del perforador, para monitorear la presión del hoyo mientras se saca la tubería del hoyo.

V.19.3 Procedimientos

A continuación se indica el procedimiento general que se utiliza en los viajes y conexiones de las operaciones tipicas de perforación en desbalance, utilizando gas inyectado sin contrapresión en el anular. - Circular el hoyo hasta que esté limpio. - Parar la inyección de gas y espuma (de aplicarse). - Cerrar la válvula hidráulica a control remoto. Alinear las

válvulas del múltiple del tubo vertical y verificar que las válvulas sean las correctas antes de controlar el pozo.

- Bombear el fluido control por la tubería de perforación y

por el anular para proporcionar suficiente presión hidrostática de sobrebalance. Se debe bombear todo el volumen de la tubería de perforación a través de la misma para garantizar que la sarta de perforación esté libre de espuma.

- Observar el manómetro de presión del hoyo para verificar si

el pozo está muerto. Abrir la válvula hidráulica a control remoto y a través de la línea de desahogo, verificar que el


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Pozos

pozo esté muerto. Observar la presión del tubo vertical para constatar que pozo esté muerto.

- Observar el nivel de fluido. Esperar 10 minutos y volver a

observarlo para constatar que no haya cambiado (la espuma podría ocultar parte del movimiento del nivel del fluido).

- Soplar la línea con nitrógeno para asegurar que cualquier

gas que pudiera llegar a la superficie sea dirigido hacia la línea de desahogo y ventilado hacia el quemador. Continúese la ventilación con nitrógeno mientras dura el procedimiento de viaje.

- Abrase la válvula hidráulica a control remoto. Verifíquese el

quemador. Si no existe presencia de gas, procédase con el viaje. Si existe actividad en el quemador, será necesario seguir procedimientos adicionales para controlar el pozo.

- Abrir el BOP de arietes. Sacar la sarta fuera del hoyo.

Verificar que el volumen de desplazamiento de la sarta de perforación sea bombeado cada 10 tramos. Observar el nivel de fluido según sea necesario. Bombear más fluido de contención, si se requiere.

Nota: Es posible utilizar el BOP de ariete para que se haga la extracción a través de éste si el gas sale de la a la superficie. Esto sería una medida secundaria, a realizar después de haber bombeado fluido de control adicional. - Una vez que la sarta de perforación esté fuera del nivel de

fluido no será necesario continuar el bombeo de los volúmenes de desplazamiento de la sarta. Sin embargo, es esencial que se siga monitoreando los niveles de fluido.

- Una vez que la sarta de perforación y el ensamblaje de

fondo estén fuera del hoyo, se cierran los arietes ciegos y se monitorea el pozo a través del múltiple de estrangulamiento.


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Pozos

Jamás se debe suponer que el pozo está muerto cuando se realicen viajes después de haber perforado con espuma, nitrógeno o aire. En cualquier momento pudiera presentarse un influjo, así que hay que estar preparado.

V.20 EVITADO DE COLISIONES

Evitar una colisión es particularmente importante en las secciones poco profundas de los pozos desde plataformas. Los estudios y análisis de estas secciones y de todos los pozos en las cercanías, pudieran reducir la necesidad de cerrar los pozos productivos mientras se perfora cerca de los mismos. El grado de incertidumbre de estos estudios debe ser inferior a 0.6 m por 300 m (2 pies/1000 pies). En el gráfico V.18 se muestra la precisión típica de una herramienta de medición.

Mientras se perfora cerca de otros pozos, se deben monitorear los retornos en busca de recortes metálicos. De detectarse alguno, es imperativo que se pare inmediatamente la operación de perforación. Se realizará entonces un estudio para determinar la posición del pozo con relación a los pozos vecinos.


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Pozos

Incertidumbres Posicion Lateral TipicaPor Magnetismo y Levantamientos Giroscopicos

(posterior a Wolff y Wardt 1981)

0.1

1

10

100

1000

0.1 10 20 30 40 50 60 70 80 85

Inclinacion del Pozo (grados)

Magnetismo Bueno

Magnetismo pobre

Gyro Pobre

Gyro Bueno

Inse

rtidu

mbr

e P

osic

ion

Late

ral R

elat

iva

(ft p

er 1

000

ft)

Gráfico V.1


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Revisión: 0 Capítulo VI Consideraciones sobre las

Operaciones en Aguas Profundas

Capítulo VI - CONSIDERACIONES SOBRE LAS OPERACIONES EN AGUAS PROFUNDAS


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VI.1 HIDRATOS EN AGUAS PROFUNDAS .......................................................................................................... 3

VI.1.1 Prevención de Hidratos ........................................................................................................ 4 VI.1.2 Hidratos Externos en el Conector del Cabezal del Pozo ............................................... 6 VI.1.3 Remoción de Hidratos .......................................................................................................... 7

VI.2 MANEJO DEL GAS EN EL CONDUCTOR SUBMARINO ......................................................................... 9 VI.2.1 Volúmenes y Tasas de Flujo................................................................................................10 VI.2.2 Equipo para Manejar el Gas en el Conductor Submarino..........................................10 VI.2.3 Procedimientos para Manejar Gas en el Conductor Submarino ..............................12 VI.2.4 Colapso del Conductor Submarino .................................................................................13

VI.3 MAXIMA PRESION ANULAR PERMISIBLE EN SUPERFICIE (MAASP) PARA POZOS EN AGUAS PROFUNDAS .................................................................................................................................................... 15

VI.4 FLUJOS DE AGUAS SUPERFICIALES (SWF)........................................................................................... 17 VI.4.1 Causas del flujo de Aguas Superficiales..........................................................................17 VI.4.2 Estrategias Contra Flujos de Aguas Superficiales .........................................................18

VI.5 EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LA DENSIDAD DEL LODO Y LA REOLOGÍA................... 19 VI.5.1 Efectos sobre la Densidad..................................................................................................20 VI.5.2 Efectos sobre la Reología...................................................................................................21

VI.6 MARGEN DE SEGURIDAD SIN EL CONDUCTOR SUBMARINO ........................................................ 22 VI.7 TEORÍA Y PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS ................... 23

VI.7.1 Prevención y Detección de Influjos..................................................................................23 VI.7.1.1 Prevención de Influjos .........................................................................................................24 VI.7.1.2 Detección de Influjos .........................................................................................................24 VI.7.2 Programa de Circulación para las Líneas de Estrangulamiento y de Control........25 VI.7.3 Procedimientos de Cierre...................................................................................................26 VI.7.4 Procedimientos de Control (Incluyen el BOP Instrumentado) ....................................26 VI.7.4.1 Esquema de Decisiones en el Procedimiento de Control del Pozo en Aguas Profundas……………… ........................................................................................................29 VI.7.4.2 Inicio del Control – Llevar la Bomba a la Velocidad Reducida .................................30 VI.7.4.3 Finalización del Control (Considerando la Fricción en la Línea de Estrangulamiento)….. .........................................................................................................30 VI.7.4.4 Método Volumétrico Dinámico ........................................................................................33

VI.8 PROCEDIMIENTOS Y CONTINGENCIAS PARA DESCONEXIÓN DE EMERGENCIA (Unidades de Posicionamiento Dinámico, DP)............................................................................................... 36

VI.8.1 Durante las Operaciones de Perforación o Viajes........................................................36 VI.8.2 Durante una Situación de Control del Pozo...................................................................37 VI.8.3 Con el Ensamblaje de Fondo a través del BOP.............................................................37 VI.8.4 Con el Revestidor a través del BOP..................................................................................38 VI.8.5 Durante Operaciones de Prueba de Formación ..........................................................38

VI.9 EQUIPO PARA CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS........................................................ 39 VI.9.1 Sistemas de Control y Acumuladores ..............................................................................39 VI.9.2 Pruebas de presión del Conjunto de BOP’s....................................................................39 VI.9.3 Conjunto de Preventores de Reventones y Conductor Submarino..........................40 VI.9.4 BOP de Arietes…… .........................................................................................................42


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En los pozos perforados en aguas profundas se utilizan los mismos principios básicos de control que en los pozos estándar. Sin embargo, algunas situaciones que se consideran "especiales" en los pozos estándar, son rutinarias en los pozos en aguas profundas. A continuación, se indican los puntos adicionales a considerar.

VI.1 HIDRATOS EN AGUAS PROFUNDAS El siguiente gráfico muestra las temperaturas promedio del agua versus la profundidad del agua en varias partes del mundo (Gráfico VI.1). Este gráfico indica que las condiciones necesarias para que se formen los hidratos están presentes casi siempre en pozos perforados a más de 250 m (820 pies) de profundidad.

0

200

400

600

800

1000

0 5 10 15 20 25 30

Temperatura del Agua, grad. C

West Africa

Malasia

Brazil

Gulfo de Mexico

Formacion deIdratos Potencial

No hay Formacionde Idratos

Pro

fund

i dad

del

Agu

a, m

Gráfico VI.1

Ver la Sección V.8 para mayor información sobre los hidratos.


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VI.1.1 Prevención de Hidratos

La formación de hidratos mientras se circula es menos probable debido al calor que surge del pozo. Cualquier retraso en la circulación del gas permitirá que el sistema se enfríe, aumentándose de esta manera el potencial de formación de hidratos. Consecuentemente, siempre que exista la posibilidad de que se formen hidratos, el Método del Perforador será el método de preferencia para controlar el pozo. Sin embargo, antes de que se perfore cualquier sección, se debe decidir cuál de los siguientes métodos se va a utilizar para controlar el pozo.

- Controlar el pozo utilizando el Método del Perforador. - Disponer de una reserva suficiente (volumen del hoyo pero no

del Conductor Submarino) de lodo para control, premezclado según la densidad estimada. Si el lodo ha sido premezclado, no habrá retrasos para comenzar el proceso de control del influjo, así que será posible utilizar el Método de Pesar Sin Esperar. Excepto cuando se conozcan otros factores, el lodo de control debe ser premezclado con una densidad de 120 kg/m3 (1 ppg) por encima del peso del lodo normal (de conformidad con la Sección I.11). Si se requiere, es posible reducir el peso del lodo por medio de una dilución rápida.

- Utilizar el Método de Esperar y Pesar convencional. - Llenar la línea de control o de inyección (kill line) con un

inhibidor de hidratos e inyectarlo en el pozo durante la operación de control. Este el motivo por el cual se "prefiere" utilizar el método de control con una sola línea, en vez de utilizar ambas líneas para el retorno en la circulación (estrangulamiento y contención). Para calcular la cantidad apropiada de inhibidor de hidratos a utilizar durante la circulación, se procede así:

A partir del gráfico VI.1, calcúlese los grados de supresión de hidratos requeridos (DHSR). Los DHSR representan la


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diferencia entre la temperatura real del lecho marino (TSB) y la temperatura de formación de los hidratos (TH) en el mismo.

DHSR = TH - TSB

Por ejemplo, para un pozo perforado en el Golfo de Méjico a 600 m de profundidad (Ver los datos del gráfico VI.1);

TH = 16o C, (de la curva al lado derecho de la zona

"Potencial de Formación de Hidratos", a 600 m)

TSB = 6o C (de la curva de temperatura del agua a 600 m de profundidad)

Así, DHSR = 16o – 6o = 10o C

1. Determinar la concentración de inhibidor necesaria para proveer el nivel adecuado de supresión de los hidratos. El gráfico VI.2 indica la cantidad de supresión de hidratos que se obtiene de las diferentes concentraciones de químicos comunes. La mezcla de inhibidores es usualmente más efectiva que el uso de componentes únicos, pero no se ha considerado en este manual. Sin embargo, se dispone de simuladores para hacer estos cálculos. Por ejemplo, los siguientes porcentajes serían aceptables:

17 % por peso de NaCl, o 23 % por peso de CaCl, o 26 % por volumen de Metanol, o 26 % por volumen de Etilenglicol

Nota: Estas son las concentraciones de inhibidor del fluido que retorna línea de estrangulamiento arriba, las cuales serán una mezcla de inhibidor y de fluido de perforación. Las tasas de circulación del fluido de perforación y del inhibidor deben equilibrarse para que se mantenga una concentración apropiada en la línea de estrangulamiento.


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Supresión de Hidratos con Químicos Comunes (en grados centígrados)

0

5

10

15

20

25

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Weight % for Salts

Volume % for Methanol and Ethylene Glycol

Hydrate Supression (Degrees C)

NaCl CaCl KCl Methanol E Glycol

Gráfico VI.2 - Supresión de Hidratos con Químicos Comunes

VI.1.2 Hidratos Externos en el Conector del Cabezal del Pozo En aquellas áreas en que el gas pudiera filtrarse hacia afuera y arriba del conductor, los hidratos se pueden formar en el exterior del empaque del Conductor Submarino inferior (LMRP) y en la cavidad del conector al cabezal del pozo. Una vez que los hidratos se forman dentro de la cavidad del conector del cabezal, operando repetidamente las funciones de enganche, "lock" y desenganche, "unlock" para tratar de desconectarse solo empeorará el problema, ya que con ello se compacta el tarugo sólido y se permite una nueva formación de hidratos.


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Para evitar que los hidratos se acumulen en el conector del cabezal del pozo, se deben añadir uno o más sellos de hidratos en los conectores, tal como se muestra en las ilustraciones VI.3 y VI.4. Es posible construir nuevos conectores con orificios o puertas de lavado, para circular agua de mar, glicol o metanol a través de la cavidad interna del conector. Véase la ilustración VI.3. Se provee también una “tapa o placa anti gas”, que sella el área alrededor del conductor de 30” y desvía cualquier fuga de gas lejos del conector.

Ilustración VI.3 Ilustración VI.4 Conector Tipo Vetco Conector Tipo Cameron VI.1.3 Remoción de Hidratos

Se dispone de varios métodos para eliminar los hidratos una vez que se forman. Uno de ellos es bombear hacia abajo una mezcla química de HCL por una sarta y soda cáustica por la otra las cuales al mezclarse en el fondo generan calor. Esta solución implica la manipulación de químicos peligrosos que también son

Sistema de Cabeza de Pozo Super HD H-4

Sello VX Puerta de Lavado

Sistema de Cabeza de Pozo Standar H-4 con Kit Adaptador

sellos de hidratos

Cabeza de Pozo Super 30” OD

Cabeza de Pozo Standard 27”OD sellos de hidratos


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altamente corrosivos y podrían dañar el equipo si no se inhiben apropiadamente. Un enfoque similar es un sistema químico desarrollado por Petrobras, en el cual el nitrito de sodio reacciona con una sal de amonio. Esta reacción genera una gran cantidad de calor y los únicos productos finales son el nitrógeno gaseoso y el cloruro de sodio, que son inofensivos para el medio ambiente. Este proceso fue patentado por Dowell con el nombre de "SGN".

Los inhibidores de hidratos más comunmente empleados para los pozos en aguas profundas son el metanol y el glicol. Con respecto a su peso, el metanol provee un mayor grado de inhibición.

0

1

2

3

4

5

6

15 17 19 21 23 25 27 29% de Peso de NaCl en Agua

Presipitación de la Sal

Sal se mantiene en solución

Vol u

men

de

Met

a nol

/ Vo

lum

en S

alm

uera

Gráfico VI.5 Sin embargo, el metanol es generalmente más tóxico que el glicol, tiene una presión de vapor inferior y un punto de inflamación más bajo. Debido a estas propiedades, se deben tomar precauciones especiales para su almacenamiento en las

NH Cl NaNO N NaCl Heat H O4 2 2 22+ → + + +


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unidades costa afuera. Asimismo, se debe tomar precauciones cuando se utilice agua salada, ya que los alcoholes como el metanol y el etilenglicol disminuyen la solubilidad de la mayoría de las sales inorgánicas presentes en el agua. El gráfico VI.5 de la página anterior indica el límite de solubilidad de NaCl en presencia de glicol.

VI.2 MANEJO DEL GAS EN EL CONDUCTOR SUBMARINO

Cuando se presenta un influjo durante las operaciones de perforación con un conductor submarino (riser), existe la posibilidad de que el gas migre o sea circulado por encima del conjunto de preventores de reventones. Si esto ocurre, el estrangulador y el separador lodo/gas (MGS) ya no estarán disponibles para controlar las altas tasas de flujo cuando el gas del conductor llegue a la superficie. Será necesario utilizar procedimientos especiales y tomar precauciones para evitar los efectos de la expansión rápida del gas.

Aun cuando se detecte el influjo temprano y los BOPs estén cerrados, no existe la certeza de que todo el influjo de gas se encuentre debajo de los BOPs. Parte del gas pudiera estar encima de los BOPs debido a que no se detectó el influjo hasta que el gas ya había sido circulado por encima del conjunto de prevención de reventones.

Realizar una revisión del flujo en el conductor inmediatamente después de que se cierra el pozo podría indicar que las burbujas todavía se encuentran en ascenso y disipación. No se debe interpretar este flujo erróneamente y asumir que el BOP no se encuentra totalmente cerrado. Sin embargo, una vez que todas las burbujas hayan sido suspendidas en el lodo a base de agua (WBM), o disueltas en el lodo a base de aceite (OBM), la revisión del flujo en el conductor deberá ser negativa (ausencia de flujo). No se debe suponer, sin embargo, que esto indica la ausencia de gas en el conductor.


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VI.2.1 Volúmenes y Tasas de Flujo

Las grandes cantidades de gas por encima del conjunto de prevención de reventones pueden subir rápidamente y arrastrar un gran volumen de lodo fuera del conductor submarino. La clave para manejar el gas en el conductor es evitar las situaciones en que se presenten grandes volúmenes de gas por encima del conjunto de preventores. Si se mantiene un bajo volumen de gas por encima del conjunto de preventores, por medio del equipo de detección y de cierre, será posible manejar el gas con seguridad en la superficie, permitiendo que las burbujas se dispersen y controlando luego la tasa con que el lodo llega a la superficie. O sea, que controlando la circulación del conductor es posible controlar las tasas de flujo de gas y del líquido en proporción directa. Si se circula en etapas se puede controlar la expansión y disolución del gas. Pudiera presentarse cierta pérdida de lodo a través de la línea de descarga, pero con paciencia y control, todo el equipo superficial mantendrá su grado de eficiencia. Sin embargo, si han entrado grandes volúmenes de gas al conductor, estos fluirán rápidamente y no habrá forma de controlar el gas ajustando el régimen o caudal de circulación. Así, las tasas de flujo para el gas y el líquido son muy altos, especialmente a medida que la burbuja de gas llega a la superficie y se tiene que desviar el flujo fuera de borda.

VI.2.2 Equipo para Manejar el Gas en el Conductor Submarino

La detección temprana de un influjo es clave para un cierre temprano del pozo que evite la entrada de gas al conductor. Se sugiere utilizar equipo sofisticado de detección de como la instalación de un censor adicional que pueda detectar gas en el anular sobre o cerca del BOP. Es preferible instalar un sistema de desviación del flujo con dos (2) líneas fuera de borda por encima de la junta telescópica y un sistema que elimine el gas de los grandes volúmenes de lodo


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y lo regrese limpio al sistema de lodo (como una caja de lodo en la línea fuera de borda). Tanto el desviador como las líneas fuera de borda deben estar diseñados para soportar altas tasas de flujo, y ser tan rectos como sea posible. Este sistema no está diseñado para estrangular o controlar un flujo alto de gas o líquido. Su función es mantener los gases combustibles alejados de las fuentes de ignición y eliminar el gas del lodo. En cualquier momento, si ocurre una expansión rápida del gas en el conductor, se debe cerrar el desviador (si no se encuentra ya cerrado) y el flujo será desviado fuera de borda. Esto es cierto tanto en el caso del lodo a base de agua como en el del lodo a base de aceite. En la Ilustración VI.6 se muestra un sistema alterno que utiliza el separador de lodo/gas (MGS) para eliminar el gas del lodo. Tanto el lodo del conductor como el del pozo pueden circularse en el separador para eliminar el gas residual (pero en forma separada). Se sugiere utilizar un sistema automático de apertura y cierre de las válvulas, de forma a coordinar el cierre de la válvula de 305 mm (12") y la apertura de la válvula de 152.4 mm (6"). Se debe disponer de un interruptor o suiche limitador que permita la apertura manual de la válvula de 305 mm (12”) en caso de que sea necesaria esta operación. Además, el mecanismo de apertura automática de la válvula de 305 mm (12”) debe estar conectado a la presión del separador, de forma a que no se exceda el límite del separador. De lo contrario, será necesario instalar un mecanismo automático de desviación o desfogue para aliviar la presión. Se debe aislar un volumen pequeño del sistema de circulación de forma que sea posible utilizar un totalizador de volumen mientras se circula y monitorea el conductor. Esto podría hacerse usando el tanque de viajes si este está disponible.


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Línea Descarga

Babor

Línea de 6” (Minimo)

Figura VI.6 – Uso del MGS Existente para Liampiar Gas del Lodo

Válvula de Bola 12”

Válvula de Bola 6”

La operación de las 2 válvulas está interconectada: Sólo abrirá una válvula a la vez

Estribor

Existente MGS

Línea de Desfogue

Línea Fuera de Borda

Tanque de Viajes

Desviador

VI.2.3 Procedimientos para Manejar Gas en el Conductor Submarino

Los siguientes procedimientos se realizarán conjuntamente con los procedimientos de cierre de los BOPs submarinos, tal como se indica en las secciones II.2.1.3, II.2.1.4, y II.2.1.5

Limitar el volumen de gas que pudiera estar presente sobre el conjunto de preventoras. - utilizar las buenas prácticas y técnicas en control de pozos

para detectar los influjos en etapa temprana (Ver las secciones II.1.1 y II.1.2.)

- Cuando se sospeche de la presencia de un influjo, apagar rápidamente las bombas de lodo. Esto ayudará a evitar que el gas circule sobre el conjunto de BOP’s.

- Cerrar el pozo tan rápido como sea posible. (Ver la sección

II.2.1)


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Cuando se cierre el pozo después de un influjo: (Ver la sección VI.7.3) - Efectuar una revisión del flujo por el conductor submarino. - Si el conductor fluye, desviar el flujo fuera de borda. El flujo

se puede desviar hacia el sistema de manejo de gas, si se encuentra instalado o hacia el separador MGS si está capacitado para manejar la tasa de flujo.

- Si el conductor no fluye o ha dejado de fluir, continuar verificando el flujo en forma periódica. No dejar el conductor desatendido.

- Si se dispone de un separador de lodo/gas, MGS y éste no está siendo utilizado en las operaciones de control principal, es posible circular el fluido del conductor submarino a través del separador a una tasa lenta para eliminar el gas del fluido.

- Circular el conductor submarino a baja tasa. Parar la circulación y verificar el flujo del conductor después de cada 16 m3 (100 bbl) bombeados o de un volumen equivalente a 75 metros lineales (+ 250 pies) de altura del conductor. Si se observa gas en la superficie, detener el bombeo y observar el flujo. Permitir que el flujo disminuya antes de proseguir. Si la tasa de flujo aumenta, prepararse para abrir la línea del desviador y enviar el lodo fuera de borda.

- Continuar la circulación por etapas a velocidad reducida hasta que todo el volumen del conductor submarino haya sido circulado.

Después de controlar el pozo y de remover cualquier gas atrapado sobre el conjunto de prevención de reventones (como se describe en el procedimiento V.15), existe todavía la posibilidad de que parte del gas haya quedado atrapado debajo del conjunto que puede entrar al conductor después de abrir el BOP. Si esto ocurre, aplicar el mismo procedimiento para su eliminación.

VI.2.4 Colapso del Conductor Submarino


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En las operaciones realizadas en aguas profundas existe la posibilidad de que el conductor submarino se colapse si el nivel de fluido de perforación que se encuentra en su interior disminuye debido a su expulsión por el ascenso expansivo del gas, por descarga intencional de su columna, por pérdida de circulación o debido a una desconexión accidental o de emergencia de la línea. Asumiendo el peor de los casos que es la desconexión de emergencia o accidental de la línea, la presión en el fondo del conductor igualaría la presión hidrostática del agua del mar. El nivel de fluido en el conductor submarino disminuiría hasta que se logra este equilibrio. Ver el gráfico VI.7 a continuación.

Presión

Gradiente del Agua de Mar Fuera del Conductor Submarino

Gradiente del Lodo Dentro del Conductor Submarino

Nivel de Mar

Fondo del Mar

Maxima Presión de Colapso Peso

Final del Lodo

Colapso del Conductor Submarino resultante de unaDesconexión de Emergencia

Prof

undi

dad

Gráfico VI.7 Presión de Colapso del Conductor La presión máxima de colapso a que el conductor submarino estaría sujeto a raíz de una desconexión de emergencia se puede calcular con la siguiente ecuación:


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)MW

6.81(xDx)6.8(x)052.0(CP w −=

donde:

CP = Presión de colapso (PSI) Dw = profundidad del agua (pies) MW = peso del lodo (ppg)

Se debe utilizar una válvula de llenado si la presión de colapso pudiese sobrepasar la resistencia del conductor.

VI.3 MAXIMA PRESION ANULAR PERMISIBLE EN SUPERFICIE

(MAASP) PARA POZOS EN AGUAS PROFUNDAS

La eliminación de los efectos de la pérdida por fricción en la línea de estrangulamiento (CLFL) sobre la presión de fondo es un tema que se discutió en la V.17. Asimismo se explicaron los métodos utilizados para llevar la bomba a la velocidad reducida de control. Sin embargo, como se observa en el siguiente ejemplo, aun con el uso de estas técnicas, la fricción de la línea de estrangulamiento en aguas profundas todavía complica la operación de control del pozo.

En el ejemplo se supone que el gas ha sido “suabeado” hacia el pozo, que la presión a velocidad reducida de circulación es 3,448 kPa (500 psi) y que el estrangulador está abierto lo suficiente como para compensar las pérdidas por fricción y para mantener la presión de fondo constante en 34,475 kPa (5,000 psi). Se circula entonces el pozo hasta que el influjo llegue a la línea de estrangulamiento. Ver las ilustraciones VI.8 y VI.9, abajo.


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Se supone ahora que la burbuja de gas entra a la línea de estrangulamiento. Con una profundidad de agua de 1000 m (3280 pies), y un peso de lodo de 1200 kg/m3 (10ppg), sería necesario que la presión del revestidor aumentara en 11,776 kPa (1705 psi) para compensar la pérdida de presión hidrostática y mantener la presión de fondo constante en 34,475 kPa (5000 psi).

Presión = SICP +0.052 x 3280pies x 10ppg = 50 + 1705 = 1755 psi.

Si se supone que las pérdidas por fricción en la línea del estrangulador, CLFL disminuyen también significativamente ya que el gas puede fluir con mucha menos fricción, entonces la presión anular pudiera aumentar otros 1,379 kPa (200 psi) hasta 13,5480 kPa (1955 psi). A medida que el gas abandona la línea de estrangulamiento y es sustituido por el lodo, la presión del revestidor debe ajustarse reduciéndola hasta "0". Si se está controlando el pozo con una tasa reducida SCR alta, se podrían presentar con gran rapidez fluctuaciones en la presión y el

PreventorSubmarino

0psi

Figura VI.8Pf = 5,000 psiPh = 4,750 psi (en el anular)Bombas off ( influjo )

Tuberia de Perforacion

250psi Estrangulador

500psi

Figura VI.9Pf = 5,000 psiPh = 4,750 psi ( en anular )Bombeo a tasa de controlmanteniendo constante la presiondel multiple de estrangiulacion

Tuberia de Perforacion

50psi

Retornos

Estrangulador

Multiple de Estrangulación Multiple de Estrangulacion

CLFL 0 psi (estatica)

APL 0 psi

PreventorSubmarino

CLFL200 psi(dinamica )

APLDespreciable


Presion Hidrostatica = 1705 psi10 ppg Lodo a 1000 m


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operador del estrangulador tendría que ser muy experto para lograr mantener las presiones adecuadas. Este ejemplo demuestra el aumento en la magnitud de las fluctuaciones de presión que pudieran presentarse durante las operaciones de control de un pozo en aguas profundas. Consecuentemente, es necesario circular los influjos a tasas muy bajas para simplificar las operaciones de control de pozos en aguas profundas.

VI.4 FLUJOS DE AGUAS SUPERFICIALES (SWF) VI.4.1 Causas del flujo de Aguas Superficiales

Los flujos de aguas superficiales SWF (Shallow Water Flows), o los flujos de agua y arena arrastrada desde la capa subyacente del lecho marino hacia arriba, cuando pasan la barrena o el revestidor superficial, es un fenómeno descubierto recientemente y que es típico de las aguas profundas. Este tipo de flujos se debe a la rápida sedimentación que ocurre en las áreas deltaicas como el delta del Mississippi. Es más probable que este fenómeno se presente en áreas formadas por los deltas de los ríos. Se piensa que los flujos de aguas superficiales se forman en cualquiera de los siguientes modos: Arenas de Canal: Depósitos sedimentarios de arena limpia presentes en un ambiente deltaico que se deslizan con el tiempo permitiendo que los nuevos depósitos de arena crean una estructura súper-impuesta. Arenas Turbiditas: Depósitos de arena en la pendiente continental del Golfo de México, que se deslizan en ángulo agudo entre el escudo continental y la cuenca de agua profunda abisal. En las fuertes corrientes turbidíticas, estas arenas se deslizan a alta velocidad por la pendiente y forman arenas turbiditas en el lecho marino. El resultadoes la rápida formación de un depósito de arenas turbidíticas de grano sorteado.


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Bloque de Desprendimiento Rotado: Cuando se presenta esta condición, la cara o faz del escudo continental se desliza hacia abajo en forma de avalancha submarina de arena y se deposita rápidamente en la cuenca profunda. Estas tres formas de deposición rápida son la base, literalmente, de los flujos de aguas superficiales. El ingrediente siguiente es una capa o estrato sellador de lutita o arcilla, depositado sobre las arenas. Esta capa confina la arena así como el agua y la presión de gas que ésta contiene. En el tope de la capa de lutita se forman rápidamente otros depósitos que aumentan la presión en el interior de la arena. El espesor de dichos depósitos aumenta a una tasa de 1640-2300 m (500-7,000 pies) cada millón de años, creando zonas poco profundas de alta presión cerca de la superficie.

VI.4.2 Estrategias Contra Flujos de Aguas Superficiales Soluciones Mecánicas Una solución para combatir este tipo de flujos podría ser la instalación de un BOP anular submarino y cabezal de perforación rotatorio montado en las juntas superiores del revestidor por medio de un empaquetador inflable. El cabezal rotatorio proveería la contrapresión necesaria para contener los flujos y permitir la corrida del revestimiento de superficie. Con el uso de esta tecnología el operador colocaría una junta de revestidor en el fondo marino e instalaría el "conductor virtual", el cual incluye un cabezal rotatorio de control submarino y un BOP de alta presión montado en el revestidor por medio de un empaquetador inflable. El conductor virtual le permite al operador mantener contrapresión sobre el flujo de agua superficial. La contrapresión proviene de las bombas de lodo, cuya función es bombear agua de mar a través de la barrena y anular arriba, contra el cabezal de control. La presión de la bomba de lodo puede regularse controlando la cantidad de contrapresión necesaria para mantener la presión de la formación.


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Hasta que se desarrollen las herramientas apropiadas, el único método que se utiliza con éxito es el de perforar el intervalo con fluido pesado. Esta operación es bastante costosa debido a que las secciones son perforadas sin conductor submarino y no es posible reutilizar el fluido. Se deben utilizar Vehículos Operados a control Remoto (ROVs)para detectar las áreas en que existe flujo de agua superficial, SWF’s para detectar cualquier problema con anticipación.

Alternativas Químicas

El uso de resinas o polímeros estabilizadores que sellen la zona de flujo superficial y fortifiquen los sedimentos pudiera ser otra solución. Ello podría resultar particularmente atractivo en las situaciones en que se presenta un flujo de arena y se hace imperativo parar el flujo en etapa temprana para lograr salvar el pozo.

Actualmente, se está aplicando un producto que parece prometedor en las zonas de guijarros o conglomerados por encima y por debajo de una intrusión salina. Técnicamente, estas áreas se encuentran en tensión, y por lo tanto existe el riesgo de que los guijarros entre al pozo.

Una vez que se haya perforado la zona de flujo superficial e introducido el revestidor será necesario cementar el pozo. Se ha probado con éxito el cemento espumoso. Este tipo de cemento continúa transmitiendo la presión hidrostática original durante el proceso de fraguado, mientras que el cemento convencional pierde su presión hidrostática durante el tiempo de fraguado, lo que podría inducir el flujo posterior en el pozo.

VI.5 EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LA DENSIDAD DEL LODO

Y LA REOLOGÍA

En aguas profundas, el perfil de temperatura, previo a la perforación, y a lo largo de la trayectoria del pozo disminuye desde la superficie al lecho marino (Ver la sección VI.1). En aguas


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profundas frías esta disminución pudiera alcanzar (o sobrepasar) el punto normal de congelamiento del agua. Las reducciones de temperatura ejercen un marcado efecto en la temperatura de circulación de todo el pozo, y afectarán la densidad y la viscosidad del lodo.

VI.5.1 Efectos en la Densidad del Lodo El lodo más frío en un pozo en aguas profundas será más denso que en un pozo en tierra firme. El gráfico VI.10 ilustra el efecto de la temperatura sobre la densidad del lodo. La densidad del lodo aumenta con la presión. Sin embargo, la densidad del lodo disminuye cuando aumenta la temperatura. Cuando la presión y la temperatura aumentan con la profundidad (debajo del fondo marino), la densidad del lodo también puede aumentar o disminuir, dependiendo de la contribución relativa del efecto de la temperatura y de la presión. El efecto de la presión sobre los lodos a base de agua es muy poco significativo. En el ejemplo del gráfico VI.10 se muestra que el peso nominal de 14.5 ppg varía de 14.35 ppg a 14.65 ppg, a medida que la temperatura cambia a lo largo de la vía de flujo, indicando que el efecto de la temperatura es predominante. En los pozos de baja temperatura, en que se utiliza lodo a base de petróleo, pudiera predominar el efecto de la presión.

Gráfico VI.10

Ejemplo de los Efectos Sobre la Densidad del Lodo

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 1400014.3

14.4

14.5

14.6

14.7

Profundidad (pies)

0

50

100

150

200

250

Den

sida

d de

l Lod

o (p

pg)

Zapa

ta d

el R

eves

tidor

Lech

o M

arin

o

Tem

pera

tura

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d C

)


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VI.5.2 Efectos en la Reología

El lodo más frío de un pozo en aguas profundas será más viscoso que en un pozo en tierra firme. El gráfico VI.11ilustra el efecto de la temperatura en la viscosidad del lodo.

Gráfico VI.11

Los efectos acumulados de la temperatura en la densidad y en la reología pudieran dar origen a errores cuando se determina ciertos parámetros claves:

- Registros de la Prueba de la Formación (LOT). - Presiones a velocidad de Circulación Reducida (SCR). - Pérdida de Presión por Fricción en la Línea del estrangulador (CLFL). - Presiones de Cierre.

La información anterior demuestra la importancia de circular la línea de estrangulamiento antes de iniciar las operaciones de control de un pozo (ver la sección VI.7.4).

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 140000

10

20

30

40

50

60

70

Profundida (Pie)

0

10

20

30

40

50

Lec h

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VI.6 MARGEN DE SEGURIDAD SIN EL CONDUCTOR SUBMARINO

Ilustración VI.12

Un peso de lodo que incluya el margen del conductor submarino, será el peso mínimo de lodo que se debe utilizar para garantizar suficiente presión hidrostática de la columna de lodo, entre el cabezal del pozo y la formación, como para controlar la presión de la formación en el supuesto de que se presente una falla del conductor o la necesidad de realizar una desconexión. Cuando se desconecta el conductor, la presión hidrostática del agua de mar sustituye la presión hidrostática de la columna de lodo, desde el taladro al cabezal del pozo. A medida que la profundidad del agua aumenta, aumenta también el peso del lodo con el margen del conductor. Por ejemplo, en la ilustración VI.12 se utilizó un pozo perforado a 7000 pies, con un peso de lodo equilibrando la presión de la formación - incluyendo un margen de seguridad - de 12 ppg. Asumiendo que la densidad del agua marina es 8.6 ppg, si se

Nivel del agua

1000 pies.

2000 pies.

3000 pies.

TD =7000 pies.

Presion de Poro = 12 ppg

Peso del Lodo con Margen de Seguridad sin Conductor Marino = 12.6 ppg




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perforara en 1000 pies de agua, sería necesario un margen del conductor de 0.6 ppg para un peso total del lodo y margen de 12.6 ppg. En 2000 pies de agua, el peso del lodo del margen del conductor sería 13.4 ppg y en 3000 pies sería 14.6 ppg. A medida que se perfora a mayor profundidad, es posible que no sea práctico utilizar estos márgenes, ya que llegan a ser tan grandes que dificultan perforar el pozo eficientemente. En tal caso, es importante que se cierren los BOPs para mantener la presión de fondo constante si se retira el conductor submarino.

VI.7 TEORÍA Y PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS

VI.7.1 Prevención y Detección de Influjos Las señales de advertencia de influjo son las mismas en aguas profundas y en aguas poco profundas, tal como se describieron en el Capítulo II. Sin embargo, a medida que la profundidad del agua aumenta, se reduce la diferencia entre el peso del lodo requerido para equilibrar la presión de poro de la formación y el peso que causa la fractura de la misma. Consecuentemente, los pozos perforados en aguas profundas tienen una tolerancia de influjo mucho más baja que los pozos en aguas menos profundas. Este hecho, además de los problemas que pueden ocurrir si el gas entra al conductor hace que sea de suma importancia primero, de ser posible, prevenir la ocurrencia de influjos y segundo, detectarlos y controlarlos en etapa temprana. Otro problema que surge cuando aumenta la profundidad es que el aumento de la densidad del fluido anular (ripios en el conductor submarino) crea presiones hidrostáticas más altas de lo previsto. Las presiones más altas contribuyen a fracturar las zapatas de revestimiento de baja resistencia, lo que a su vez puede originar un influjo. Por lo tanto, reforzar el conductor es primordial cuando la profundidad del agua aumenta.


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VI.7.1.1 Prevención de Influjos Los métodos estándar de prevención de influjos descritos en el Capítulo II se aplican igualmente en aguas profundas y en aguas pocas profundas. Sin embargo, debido al estrecho margen entre la presión de poro y la presión de fractura de la formación, el margen de sobreequilibrio será mínimo. Así, se deben tomar precauciones especiales durante los viajes para evitar el efecto del suabeo.

VI.7.1.2 Detección de Influjos La detección en la superficie depende de las señales de advertencia existentes, de la ganancia de lodo en los tanques y del aumento del flujo de retorno. Antes de perforar cada sección, se debe determinar el método primario a utilizar para detectar los influjos y la sensibilidad del mismo. El grado de sensibilidad se basa usualmente en la Tolerancia de Influjo calculada. Por lo tanto, la sensibilidad de detección debe ser menor que la tolerancia de Influjo. El método de detección dependerá del tipo de fluido de perforación, geometría del hoyo, equipo del taladro, etc. Por ejemplo, en un pozo horizontal la ganancia en los tanques sería el método más idóneo de detección de un influjo, mientras que en los pozos verticales las verificaciones de flujo son el método preferencialmente usado. En el mercado ya existen sistemas modernos de detección de influjos que contemplan el uso de computadoras y de una diversidad de sensores. Un ejemplo de esto es la detección acústica de influjos. Con este método se identifica los influjos de gas y está basado en el efecto que tiene el gas sobre las ondas de presión en el sistema de lodo circulante. Uno de estos sistemas en particular utiliza las bombas de lodo como fuente acústica y calcula el régimen de atenuación de velocidad en el sistema circulante. Los cambios en el tiempo de viaje de las ondas de presión se calculan principalmente a partir del desfase


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entre las lecturas de presión en los traductores de impulsos instalados en el tubo vertical y en el anular. Detección de Influjos Hoyo Abajo. Para justificar el uso de sensores instalados hoyo abajo, estos deben proporcionar información que no pueda ser registrada con el equipo superficial de detección, y deben reducir significativamente el tiempo de advertencia. En general, estos sensores deben estar cerca de la barrena, pero no existe garantía de que el influjo no ocurra por encima de ellos. El sensor de presión anular MWD es probablemente el más efectivo ya que detecta los cambios en el peso del lodo por encima de su posición. La mayoría de los demás sensores (resistividad, densidad gamma, etc.) requieren que el influjo pase por el sensor para ser detectado. Debido a que muchos influjos ocurren durante los viajes, es posible que los sensores MWD no tengan ningún uso a menos que se modifique las prácticas de viaje. Por ejemplo, con un sistema de rotación impulsada desde el tope de la sarta (“top drive” ) es posible - y con frecuencia deseable - circular durante los viajes.

VI.7.2 Programa de Circulación para las Líneas de Estrangulamiento y de Control

Si el glicol o el petróleo base (cuando se utilice lodo a base de aceite) se encuentran dentro de las líneas de estrangulamiento y de control cuando se perfora con lodo pesado, la diferencia entre la densidad del glicol y la del lodo de perforación pudiera inducir en forma incontrolada presiones por debajo o por encima de lo normal al inicio de las operaciones de control del pozo. Consecuentemente, la(s) línea(s) de estrangulamiento deben circularse con el mismo lodo que estaba presente en el hoyo antes de iniciar la operación de control del influjo. Si la línea de estrangulamiento y de control están llenas con lodo de perforación, deben circularse en cada turno.


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VI.7.3 Procedimientos de Cierre

Los procedimientos de cierre que se describen en la Sección II, se aplican también en las operaciones en aguas profundas, con los siguientes requerimientos adicionales: - De ser posible parar primero las bombas para evitar que el

influjo se vaya muy arriba en el anular. - Se debe monitorear y verificar el flujo del conductor

submarino. - Si se detecta gas en el conductor, es posible que se decida

no colgar la tubería de perforación (véase la sección I.17) sino dejarla colgando con el compensador de movimiento despinado y sobre presionado. Esto la partición de la tubería si ésta se atasca antes de ocurrir una oscilación vertical significativa del taladro por efectos del oleaje. Esta técnica elimina cualquier movimiento relativo entre el taladro y la tubería de perforación que pudiera crear una fuga entre el elemento desviador y la tubería. Una vez que el conductor esté libre de gas se puede colgar la tubería.

VI.7.4 Procedimientos de Control (Incluyen el BOP Instrumentado)

- Antes de comenzar cada fase de las operaciones de perforación, es necesario revisar la geometría del pozo y su tolerancia de influjo para determinar cuál será el procedimiento de control que se va a utilizar (Método del Perforador, Método de Esperar y Pesar o, el de No Esperar y Pesar). Asimismo, se debe tomar en cuenta el potencial de formación de hidratos, tal como se discutió en la sección VI.1.1.

- El Método del Perforador debe ser utilizado en pozos en que

el volumen de la tubería de perforación es mayor que el volumen del hoyo desnudo debido a que la presión máxima en la zapata es la misma que en el método de Esperar y Pesar, haciendo preferible retirar el influjo tan pronto como sea posible.


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- Antes de comenzar el procedimiento de control (de ser posible, basado en la disposición del conjunto de preventoras) se deben circular las líneas de estrangulamiento y de inyección para romper las geles del lodo.

- En la mayoría de los casos se utilizará únicamente una línea

de estrangulamiento (especialmente en los conjuntos instrumentados) con una tasa de circulación reducida al final de la operación de control

- En aquellos casos en que utilizar una sola línea pudiera

reducir demasiado la velocidad de control, se usarán dos líneas de control utilizando las salidas superiores en los lados de inyección y de estrangulamiento.

- Se debe seleccionar la velocidad reducida para el control

de forma que las pérdidas por fricción en la línea de estrangulamiento (CLFL) sean menores que la presión de cierre del revestidor (SICP). Antes de iniciar el procedimiento de contención, se deben determinar las magnitudes relativas de las presiones involucradas, y si la CLFL no es inferior a la SCIP, se deben tomar las medidas que se describen a continuación.

SIDPP & SICP > MAASP

Tratar de circular el influjo hacia afuera probablemente fracturará el pozo. Se deben considerar otras opciones. Existe la posibilidad de un reventón subterráneo a menos que se utilice el procedimiento descrito en la sección V.1.2.d. A dicho procedimiento se le denomina también "Método de Bajo Estrangulamiento". Los siguientes factores son indicativos de un reventón subterráneo:

- Interrupción repentina de las presiones superficiales durante el

aumento inicial para lograr el equilibrio.


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- Fluctuaciones rápidas de la presión del revestidor.

- Sarta de perforación en vacío.

SICP < CLFL Si no es posible reducir la velocidad de circulación lenta (SCR) a un valor en que la CLFL asociada sea inferior a la SCIP, entonces la zapata de tubería debe ser capaz de soportar la cantidad de sobrepresión entre ellas, CLFL - SICP. SIDPP < CLFL La CLFL será suficiente para mantener el pozo en sobre balance. Cuando se haya circulado la mayor parte del influjo, el estrangulador se abrirá completamente y la presión de la bomba comenzará a aumentar a partir de la presión SCR medida.


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VI.7.4.1 Esquema de Decisiones en el Procedimiento de Control del Pozo en

Aguas Profundas

Controlar a la SCRmax con velocidad de bombeo reducida a SCRmin al final de la Operación de Control

Es la velocidad SCRmin aceptable

Flujo en Conductor Submarino

SI NO

SIDPP positivoSI NO

SI

NO

Vol. De Tubería Mayor que Vol. Hoyo desnudo óFormación Potencial de

Hidratos

SI NO

NO

SI

Kill at SCR max

Controlar a la SCRmin

Controlar a la SCRmax

El CLFL a SCRmax excede la nueva

MAASP al final de la operación de

Control

Determinar SCRmin o

CLFL = Nueva MAASP

Calcular la Nueva MAASP estática basada en Peso de Lodo de Control

Usar el Método de Pesar y Esperar

Si empieza flujo por el Conductor Submarino,

este debe ser circulado a través de MGS mientras se aumenta peso del lodo

Seleccionar la tasa SCRmax con base en CLFL < SICP

Es preferible el uso de una sola línea de control, puede que se requieran 2 líneas de control

El Metodo del Perforador es recomendado

Calcular Peso Lodo de Control

Usar Peso del Lodo Original

Continuar Monitoreo

Colgar la sarta

Desviar el Flujo del

Conductor Submarino

Cerrar el pozo con el preventor anular Registrar: Ganacia en los tanques, SIDPP, SICP y monitorear el flujo en el Conductor Submarino.

Información Pre-registrada 1. SCR a diferentes tasas 2. Volumen del hoyo desnudo

mayor que el de la tubería 3. Formación potencial de

Hidratos


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VI.7.4.2 Inicio del Control – Llevar la Bomba a la Velocidad Reducida

En los conjuntos de prevención de reventones equipados con sensores de presión, estos deben utilizarse para mantener una presión constante en el conjunto mientras se lleva la bomba a velocidad reducida de control. Esto eliminará la incertidumbre que existe si se utiliza el programa de presión de CLFL, tal como se describe en la sección V.17.2. Si no existe sensor, se deben utilizar los métodos descritos en la sección V.17.2.

VI.7.4.3 Finalización del Control (Considerando la Fricción en la Línea de Estrangulamiento)

Debido a que la densidad del lodo de control es seleccionada para justamente equilibrar la presión de la formación en condición estática, al final del proceso de control la CLFL causada por la circulación actúa como sobre balance del pozo. Llegará un momento en que el lodo pesado alcance la suficiente altura en el anular como para que la presión hidrostática sumada a la presión por fricción, CLFL equilibre la presión de la formación y el estrangulador se encontrará completamente abierto. A medida que el lodo pesado sube la presión hidrostática seguirá aumentando. Si se mantiene el constante la tasa de flujo y se bombea el lodo de control más pesado, la presión por fricción aumentará también. La ilustración VI.13 a continuación muestra este efecto. El primer diagrama muestra el efecto en un pozo en aguas poco profundas. El segundo diagrama muestra que los efectos pueden ser mayores en aguas más profundas.


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SIDPP

ICP

FCP mantenida constante Por medio de ajustes en el estrangulador

Sobre balance = CLFL KM W OM W

Programa de Presiones en la TP para Pozos de Aguas Poco ProfundasSobrebalance debido a valores pequeños de CLFL

SIDPP

ICP KM W OM W

Programa de Presion de TP para Pozos de Aguas Profundas Sobre Balance debido a valores significativos de CLFL

Presión de Circulación

Presión de Circulación

Emboladas de la Bomba

Estrangulador totalmente

abierto

Lodo de control en la barrena– S I el pozo es desviado no se

observa una línea recta.

FCP mantenida constante Por medio de ajustes en el estrangulador

Sobre balance = CLFL

Lodo de control en la barrena– S I el pozo es desviado no se

observa una línea recta. Estrangulador

totalmente abierto

Ilustración VI.13

Aumento de la Presión del Tubo Vertical al Final de la Contención

Existen dos opciones que eliminan la posibilidad de exponer la formación a la sobrepresión al terminar la circulación. Opción 1. Si se ha circulado el lodo de contención hasta el conjunto de preventores de reventones, se puede considerar lo siguiente. Cuando el estrangulador esté completamente abierto, se cierra el ariete inferior ubicado por debajo de la salida del estrangulador para aislar el hoyo desnudo. Circular a cualquier tasa el lodo pesado por la línea de inyección abajo y línea de


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estrangulamiento arriba. Se procede luego a eliminar cualquier gas atrapado debajo del conjunto. Opción 2.

Cuando el estrangulador esté completamente abierto la presión de la bomba continuará a aumentar. Si se está contolando el pozo a una tasa de circulación en que la CLFL > Nueva MAASP, eventualmente se sobrepasará la presión de fractura de la zapata del revestidor.

FCPadm = SCRP * (KMW/OMW) + Nueva MAASP En que FCPadm= Presión Final Máx. de Circ. Permisible

Para eliminar este problema se puede bajar velocidad a la bomba. Después de que la presión de la bomba haya aumentado hasta casi alcanzar la FCPadm, (cerca de 175 kPa, 25 psi) se debe reducir la tasa de bombeo hasta que cualquiera de los dos factores siguientes ocurra primero: La presión de salida de la bomba disminuye hasta el valor original de FCP, o la tasa se reduce hasta SCRmin. Esto se muestra en el gráfico VI.14 a continuación.


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Presión

Tiempo

Reducir bombeo a SCRmin hasta que la presión caiga a FCP @ SCR 1

Presión Anular = 0 Estrangulador abierto completamente

FCP adm @ SCR 1

FCP a SCR 1

FCP adm a SCR 2

FCP adm se excede a menos que se reduzca la tasa de circ.

Ilustración VI.14

Cuando la tasa se reduzca hasta SCRmin, no serán necesarios más ajustes para terminar de controlar el pozo. Si la presión disminuye hasta FCP@SCR1, con una tasa que todavía sobrepase el SCRmin, será necesario repetir el proceso hasta que la tasa de bombeo disminuya hasta SCRmin. La presión circulante debe mantenerse en un valor tan cercano como sea posible, ligeramente por encima de la FCP hasta que la tasa disminuya a SCRmin. Esta situación se presentará antes de que lodo de control llegue a la superficie, y es esencial asegurarse de que la circulación de lodo pesado se haya completado.

VI.7.4.4 Método Volumétrico Dinámico En aquellas situaciones que involucran pozos en aguas profundas en que no se dispone de una presión significativa de la tubería de perforación, se utilizará el método volumétrico dinámico. Este será necesario cuando esté presente una de las siguientes situaciones:


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- La barrena está tapada. - La sarta de perforación no permite la comunicación entre ella y

el anular. - La sarta de perforación se encuentra fuera de fondo,

provocando que las presiones de la tubería y del revestidor sean iguales hasta que el influjo haya pasado por encima de la barrena.

- La sarta de perforación se encuentra totalmente fuera del hoyo. El método volumétrico estático, descrito en la sección II.2.3.3, no es adecuado para los pozos en aguas profundas. A medida que el influjo migra por encima del conjunto submarino de preventoras, el gas es forzado en la línea de estrangulamiento submarina, que tiene un área transversal mucho más pequeña que el anular. Con esta configuración es mucho más difícil implementar el método volumétrico estático, ya que el gas que entra a la línea de estrangulamiento submarina tiene que ser detectado. Además, se debe conocer la distribución del gas y la tasa de migración del mismo para efectuar los cambios apropiados en el programa de presión del revestidor-ganancia en los tanques. Se debe utilizar el método volumétrico dinámico cuando se bombee lodo hacia adentro por la línea de control, a través del tope del anular, y luego salga a través de la línea de estrangulamiento y del múltiple de estrangulación. Si se monitorea cuidadosamente la ganancia en los tanques, se podrá seleccionar la presión del revestidor con que se logre mantener la presión de fondo constante. Las pérdidas por fricción en la línea de estrangulamiento a esa velocidad de la bomba son sumadas a la presión superficial. Ver la ilustración VI.15 a continuación.


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Presión de Revestidor

Ganancia de lodo en los Tanques

Fricción en la linea de Estrangulación

a velocidad de control

SIDP teórico sin ganancia de lodo en los tanqques

Margen de seguridad

Migración de Gas hacia la superficie

Remoción de Gas

SICP

Gi

Ilustración VI.15

Contención Volumétrica Dinámica

La línea base se elabora trazando la presión inicial de cierre del revestidor (SICP) contra la ganancia inicial en los tanques (Gi). La pendiente de la línea es computada dividiendo la presión hidrostática del lodo anular, entre la capacidad anular.

Pendiente de la Línea = 0.052 MW = psi/bbl Ca Donde, MW = Densidad del Lodo, ppg Ca = Capacidad anular, bbl/ft Se traza la línea con la pendiente calculada a través de este punto. La intercesión "0" representa la presión teórica de cierre de la tubería de perforación que se observaría de existir una presión significativa en la misma. Se puede trazar un margen de seguridad por encima de la línea base para permitirle al operador del estrangulador cierto margen de error. La línea


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interrumpida representa el caso submarino en que es necesario añadir la fricción de la línea de estrangulamiento, CLFL. .

VI.8 PROCEDIMIENTOS Y CONTINGENCIAS PARA DESCONEXIÓN DE EMERGENCIA (UNIDADES DE POSICIONAMIENTO DINÁMICO, DP)

Cada taladro debe contar con un procedimiento específico de desconexión de emergencia. Este procedimiento debe fijarse en la estación del Perforador en cada una de las siguientes situaciones. Los procedimientos indicados son ejemplos generalizados. Los procedimientos reales de desconexión para el taladro en cuestión pueden variar.

VI.8.1 Durante las Operaciones de Perforación o Viajes Si suena la señal de alerta para el Posicionamiento Dinámico, DP, mientras se perfora. AMARILLO 2.5% de profundidad de agua.

1. Se levanta la sarta a 5 pies (1.5 metros) fuera del fondo, por encima de la posición de colgado (dependiendo de la oscilación vertical por el oleaje).

2. Se apagan las bombas de lodo. 3. Se Cuelga la sarta sobre los arietes intermedios de la tubería. 4. Se coloca el compensador de la sarta de perforación (DSC) a

medio recorrido y se purga la presión hasta el peso de la sarta por encima de los arietes, más 10.000 libras, de forma que la tubería de perforación deje libre el conjunto inferior después de la desconexión.

5. Se notifica al Oficial de Posicionamiento Dinámico (DPO) y se prepara para efectuar una desconexión de emergencia.

ROJO 4.0% de profundidad de agua. 6. Se confirma la luz roja con el Oficial de Posicionamiento

Dinámico (DPO). 7. Si éste la confirma, o no responde inmediatamente, se corta la

tubería y activa el desconector de emergencia.


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8. Únicamente si el Capitán o el Gerente de Instalaciones Costa Afuera (OIM) dan instrucciones de no desconectar, se mantiene la posición alerta en la estación del Perforador y se espera por instrucciones del DPO.

VI.8.2 Durante una Situación de Control del Pozo Si la alerta para el Posicionamiento Dinámico DP suena durante una situación de control del pozo: AMARILLO 2.5% de profundidad de agua.

1. Apagar las bombas de lodo. 2. Cerrar las válvulas a prueba de falla instaladas en el BOP. 3. Notificar al DPO y prepararse para una desconexión de

emergencia.

ROJO 4.0% de profundidad de agua. 4. Confirmar la luz roja con el Oficial de Posicionamiento Dinámico

(DPO). 5. Si éste la confirma, o si no responde inmediatamente, se corta la

tubería y se acciona el desconector de emergencia. 6. Únicamente si el Capitán o el Gerente de Instalaciones Costa

Afuera (OIM) dan instrucciones de no desconectar, se mantiene la posición alerta en la estación del Perforador y se espera por instrucciones del DPO.

VI.8.3 Con el Ensamblaje de Fondo a través del BOP

Si la señal de alerta para el Posicionamiento Dinámico, DP, suena cuando el Ensamblaje de Fondo de la Sarta se encuentra al frente del BOP. AMARILLO 2.5% de profundidad de agua.

1. Cerrar el preventor anular. 2. Descargar la sarta sobre los bloques para colocar tanto peso de

ella sobre preventor anular como sea posible.


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3. Desenganchar el elvador. Si todavía existe el peso de la sarta, desgánchese el elevador halándolo con el cable de maniobras, en forma lenta y continua.

4. Abrir el preventor anular para dejar caer la sarta. 5. Notificar al DOP y prepararse para efectuar una desconexión de

emergencia. ROJO 4.0% de profundidad de agua

6. Confirmar la luz roja con el Oficial de Posicionamiento Dinámico (DPO).

7. Si éste la confirma, o si no responde inmediatamente, se corta la tubería y se procede a la desconexión de emergencia.

8. Únicamente si el Capitán o el Gerente de Instalaciones Costa Afuera (OIM) dan instrucciones de no desconectar, se mantiene en posición alerta en la estación del Perforador y se espera por instrucciones posteriores del DPO.

VI.8.4 Con el Revestidor a través del BOP

Si la señal de alerta suena con el revestidor a través del conjunto de prevención de reventones equipado con arietes capaces de cortar el revestidor, se sigue el procedimiento descrito en la sección VI.8.1. Si no es posible cortar el revestidor, seguir con el procedimiento descrito en la sección VI.8.3.

VI.8.5 Durante Operaciones de Prueba de Formación

Si la señal de alerta suena cuando el pozo está fluyendo. AMARILLO 2.5% de profundidad de agua.

1. Cerrar la válvula de bola del árbol de pruebas submarino,SSTT (desde el panel de control).

2. Desconectar el árbol submarino de pruebas, SSTT (30 segundos). 3. Levantar el árbol de pruebas dentro del conductor submarino

inferior, LMRP (Cerrar el Compensador de Sarta, DSC). 4. Permitir el efecto de tubo en “U” del contenido de la sarta de

perforación utilizando la presión hidrostática del conductor. 5. Notificar al DPO y prepararse para una desconexión de

emergencia.


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ROJO 4.0% de profundidad de agua.

1. Cerrar la válvula de bola del árbol de pruebas submarino, SSTT (desde el panel de control).

2. Desconectar el árbol submarino de pruebas, SSTT (30 segundos). 3. Levantar el árbol de pruebas dentro del conductor submarino

inferior, LMRP (Cerrar el Compensador de la Sarta de Perforación DSC).

4. Activar la desconexión de emergencia.

VI.9 EQUIPO PARA CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS VI.9.1 Sistemas de Control y Acumuladores

Generalmente, la presión de trabajo de los sistemas de control es >35.000 kPa (>5.000 psi) en aguas con una profundidad superior a los 1500 m (5.000 pies). Debido a la necesidad de pre-cargar las botellas submarinas en la superficie, la presión de trabajo de las mismas puede ser bastante alta. Los acumuladores que se cargan en el lecho marino con >35000 kPa (>5.000 psi) de presión diferencial deben ser venteados antes de traer el conjunto de BOP de vuelta a la superficie.

VI.9.2 Pruebas de presión del Conjunto de BOP’s En aguas profundas se deben considerar los pesos del lodo y los diseños de presión de las BOP cuando se realicen pruebas. Asimismo, es necesario considerar la presión diferencial de la columna de lodo versus la gradiente de agua de mar cuando se realicen pruebas en los BOP´s. Por ejemplo, un pozo con 2400 m (8.000 pies) de agua y un peso de lodo de 1800 kg/m3 (15 ppg) tiene una presión diferencial a través de los BOP's de 18.600kPa (2.700 psi). Por lo tanto, para el caso de un BOP de 103.000 kPa (15.000 psi), la presión máxima superficial de prueba sería 84800 kPa (12.300 psi).


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VI.9.3 Conjunto Preventor de Reventones y Conductor Submarino

Los conductores submarinos deben estar provistos de líneas de refuerzo. Se deben colocar monitores de presión sobre el conjunto de preventores e instalar un monitor de baja presión (calibrado de acuerdo con la máxima presión hidrostática del lodo anticipada) sobre el preventor anular superior. Este monitor indicará la cantidad de recortes acumulados en el conductor submarino y después de cerrar el pozo indicará si existe gas subiendo por el anular. Se debe instalar también un monitor de alta presión (calibrado a la presión de trabajo de las BOP) en la línea de estrangulamiento para medir la presión por debajo del preventor de arietes inferior del conjunto. Es preferible contar con un BOP instrumentado que indique las lecturas de la presión y de la temperatura. Estos manómetros indican con precisión las condiciones del BOP y eliminan las dudas que surgen al estimar las caídas de presión de un fluido a baja temperatura y alta presión.

La ilustración VI.16 muestra la disposición que se recomienda para el conjunto de BOPs de una unidad posicionada dinámicamente.


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Preventor Anular

Superior

Preventor Anular Inferior

Conector

Linea del Estrangulador

Linea de Control

Conector Cabeza de Pozo

Conector de enchufe

Sensores: Presión 0-1034 bar

(0-15k psi). Temperatura –40 to 150 C

(-40 to 300 F)

Transmisores: Presión 0-700 bar (0-10k psi). Temperatura -40 to 150 C (-40 to 300 F).

Arietes ciego / corte

Arietes de

Tuberia

Conector de enchufe

Arietes deCorete

Arietes de

Tuberia

Ilustración VI.16

El conjunto debe consistir de 5 BOPs de ariete y 2 BOPs anulares. El quinto ariete debe ser capaz de cortar el revestidor. El ariete de corte del revestidor es ubicado por debajo de los arietes de corte ciegos para permitir el cierre del pozo después de cortar el revestidor. Esto se utiliza en los casos en que el revestidor pudiese atascarse y fuese necesario desconectar el taladro.

Los preventores anulares duales permiten una redundancia máxima. El preventor anular superior debe ser utilizado como herramienta de control principal del pozo.

Válvulas a prueba de Fallas

Leyenda


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VI.9.4 BOP de Arietes

En los pozos en aguas profundas, el diseño hidráulico, la densidad equivalente de circulación (ECD) y la limpieza del hoyo (o del conductor submarino) son de mayor importancia. Se utilizan normalmente sartas telescópicas que determinarán el número y tamaño de los arietes de la tubería. Cuando se utilice una sarta teles copiada, el conjunto de BOPs debe estar equipado con una de las siguientes configuraciones de arietes de tubería:

- Dos (2) grupos de arietes de tubería para la sarta de tamaño más grande y un (1) grupo de arietes para la sarta de tamaño más pequeña.

- Dos (2) grupos de arietes de tubería para la sarta más grande y

un (1) grupo de arietes de diámetro variable a ser utilizados en ambos tamaños de tubería de perforación.

- Dos (2) grupos de arietes de diámetro variable a ser utilizados en

ambos tamaños de tubería de perforación. - Un (1) grupo de arietes de tubería para la sarta más grande y un

(1) grupo de arietes de diámetro variable a ser utilizados en ambos tamaños de tubería de perforación.

- Un (1) grupo de arietes de tubería para la sarta más grande, un

(1) grupo de arietes para la sarta más pequeña y un (1) grupo de arietes de diámetro variable a ser utilizados en ambos tamaños de tubería de perforación.

Nota: Es necesario tomar ciertas precauciones cuando se utilizan arietes de diámetro variable (VBR) ya que algunos de estos son muy limitados en cuanto al peso que pueden soportar. En las operaciones de posicionamiento dinámico es importante que los arietes sean capaces de soportar el peso de la sarta de perforación de ser necesario desconectar el taladro. A modo de


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ejemplo, la siguiente tabla indica la capacidad de colgado de los arietes de un fabricante.

CAPACIDAD DE COLGADO DE LOS ARIETES DE DIÁMETRO VARIABLE (LIBRAS)

Tamaño del BOP

Descripción Tubería 5”

Tubería 3 ½”

Tubería 2 7/8”

11” 15M 5” a 2 7/8” 450.000 150.000 40.000 16 ¾” 10M 5” a 2 7/8” 450.000 294.000 70.000 18 ¾” 15M 5” a 3 1/2” 450.000 140.000

Se debe conocer la capacidad de colgado de los arietes que se estén utilizando en el conjunto de BOP.


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Capítulo VII Consideraciones sobre los pozos de diámetro reducido.

Capítulo VII - CONSIDERACIONES SOBRE LOS POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO


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VII.1 CONSIDERACIONES SOBRE LOS POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO - CONTROL PRIMARIO............. 3

VII.1.1 Causas de los Influjos............ ................................................................................................... 3 VII.1.2 Prevención de Influjos............ ................................................................................................... 4

VII.2 CONTROL SECUNDARIO............................................................................................................................... 5 VII.2.1 Cierre Rápido......................... ................................................................................................... 5

VII.3 INFORMACIÓN REGISTRADA PREVIAMENTE ............................................................................................. 6 VII.3.1 Presión de Circulación a Velocidad Reducida..................................................................... 6 VII.3.2 Determinación de las Pérdidas de Presión Anular................................................................ 7

VII.4 TOLERANCIA DE INFLUJO EN HOYOS DE DIÁMETRO REDUCIDO ........................................................11 VII.5 MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS EN HOYOS DE DIÁMETRO REDUCIDO ......................................11

VII.5.1 Método de Esperar y Pesar – Cálculos - Hoyos de Diámetro Reducido .......................11 VII.5.2 Método de Esperar y Pesar – Ejecución – Hoyos de Diámetro Reducido .....................15 VII.5.3 Método del Perforador – Hoyos de Diámetro Reducido...................................................16

VII.6 HOJA DE CÁLCULO DE LA PÉRDIDA DE PRESIÓN ANULAR ..................................................................18 VII.7 ESQUEMA DE DECISIONES EN EL CONTROL DE POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO..........................19


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VII.1 CONSIDERACIONES SOBRE LOS POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO - CONTROL PRIMARIO

VII.1.1 Causas de los Influjos

Succión (Suabeo) La presión hidrostática del pozo siempre se reduce en alguna medida cuando se saca la sarta de perforación o las herramientas de diámetro mayor de hoyos estrechos. Esto sucede muy particularmente en el caso de los hoyos de diámetro reducido, en que la tolerancia anular entre los lastrabarrena y el hoyo es más pequeña, disminuyéndose así el espacio para el paso del fluido a medida que se saca la sarta. La reducción de la presión hidrostática no debe ser de tal magnitud que se pierda el control primario del pozo. Pérdida de Circulación En la perforación de hoyos de diámetro reducido, las pérdidas de presión anular son mucho mayores que las que se producen durante las operaciones convencionales de perforación. Esto ocurre porque las tolerancias anulares entre la tubería y el hoyo son muy pequeñas y debido a la rotación extremadamente rápida de la sarta de perforación. Estas pérdidas aumentan la densidad equivalente de circulación y pueden causar la pérdida del fluido de perforación en áreas donde las prácticas y densidades convencionales no lo harían. Peso Insuficiente de Lodo Las aplicaciones de los hoyos de diámetro reducido con ánulos pequeños causan una pérdida significante de presión por la fricción que ocurre entre la tubería y la pared del pozo a medida que el fluido de perforación fluye por el anular. Esta pérdidas friccionales aumentan la presión de fondo mientras se circula, y por lo tanto aumenta la densidad equivalente de circulación. Este aumento puede ocultar el hecho de que se ha penetrado una sección sobre-presurizada y evitar que ocurra un influjo de hidrocarburos siempre que las bombas estén prendidas. Sin embargo, cuando las bombas están apagadas, la pérdida de presión por fricción reduce la presión hidrostática y puede presentarse un influjo en ese


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momento. De la misma manera, la alta velocidad de rotación que es común en las operaciones de perforación en hoyos de diámetro reducido puede causar un aumento significativo de las pérdidas de presión anular y en la densidad equivalente de circulación. Disminuir o parar la rotación de la tubería eliminará la presión por fricción y permitirá que ocurra un influjo si la densidad del fluido de perforación es menor de lo requerido para equilibrar la presión de la formación.

VII.1.2 Prevención de Influjos

Conexiones

Durante una conexión se eliminan las pérdidas friccionales por circulación o por la rotación de la sarta en el hoyo de diámetro reducido, aumentando la probabilidad de que ocurra un influjo. Lamentablemente, éste es también el momento en que más varía el nivel de los tanques, dificultando la detección. Para aumentar la capacidad de detectar un influjo y reducir el tamaño del mismo, es necesario revisar el flujo de todas las conexiones cuando se perfora la zona de interés, de la siguiente forma:

1. Antes de realizar la conexión, con las bombas funcionando a

velocidad de perforación, parar la rotación y verificar si ocurrió una ganancia de lodo.

2. Si no ocurre una ganancia durante un lapso de tiempo razonable, parar las bombas y observar si el pozo fluye una vez más.

3. Proceder a efectuar la conexión, si se observan condiciones estáticas.

Este método prueba que tanto las altas RPM como los anulares pequeños causan pérdidas enormes de la presión por fricción. Estas pérdidas se eliminan durante las conexiones cuando se para la rotación o se apagan las bombas. Estas pérdidas y los correspondientes aumentos en la densidad equivalente de circulación contribuyen a enmascarar una situación en que la densidad del lodo es insuficiente para controlar un influjo de gas.

Disminución en la Presión / Aumento en la Velocidad de las Bombas

Cuando un influjo entra al pozo, la columna de fluido en el anular se torna más liviana. El lodo de la tubería de perforación inicia la circulación en "U"


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y es posible que el perforador note una disminución de la presión que pudiera, o no, estar acompañada por un aumento de las emboladas de las bombas.

Esta señal de advertencia en particular pudiera no significar que exista un influjo en el pozo. Pudiera ser un indicativo de problemas en las bombas, una fuga en la tubería, o al ensanchado o caída de un chorro en la mecha, etc. Es una buena idea revisar el flujo siempre que se detecte una disminución de la presión de las bombas.

En los pozos con hoyos de diámetro reducido pudiera ocurrir todo lo contrario. Un influjo de gas pudiera causar un aumento de la presión de la bomba si el influjo aumenta la velocidad en el anular. Este tipo de indicación debe evaluarse cuidadosamente ya que también pudiera haberse generado debido a un empacado del anular bien sea debido a un colapso leve del hoyo o a una acumulación rápida de los ripios de perforación. Sin embargo, esta última causa estaría acompañada por un aumento notorio de torsión.

VII.2 CONTROL SECUNDARIO VII.2.1 Cierre Rápido

El cierre rápido y temprano de los pozos con hoyos de diámetro reducido es un paso importante de la reducción del volumen de los influjos, de las presiones de estrangulamiento relacionadas y de la posibilidad de pérdida de los retornos durante los procedimientos subsiguientes de control. En comparación con los pozos convencionales, los reducidos espacios anulares generan influjos de mayor altura.


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VII.3 INFORMACIÓN REGISTRADA PREVIAMENTE VII.3.1 Presión de Circulación a Velocidad Reducida

Se deben tomar y registrar las lecturas de presión circulante a regímenes de circulación lenta (SCR) en todos los pozos con hoyos de diámetro reducido antes de perforar la zapata del revestidor de superficie, al iniciar los viajes de la tubería o cuando se cambien la mecha, el diseño hidráulico de la misma o los componentes del ensamblaje de fondo, así: 1. Se introduce en el pozo la barrena y primer tramo de tubos

lastrabarrena y se instala el "top drive". 2. Se circula a tres velocidades reducidas de la bomba (p. ej.15, 30, 45

spm) y se toman las presiones de circulación. A estos valores se les llama pérdidas de presión del equipo superficial y pérdidas de presión por fricción de la barrena, SPL y BPL, respectivamente. Aunque se presentará cierta presión anular en el tramo de lastrabarrenas, ésta se considera insignificante.

Se registran estos valores de presión reducida en la Hoja de Cálculo en la columna de Pérdidas de Presión Anular APL, indicada en la Sección VII.6. Para Controlar el pozo se selecciona una velocidad de circulación reducida que resulte en una pérdida de presión anular inferior a la requerida para causar la ruptura de la formación y la pérdida de retornos. Aunque el anular estará expuesto a pérdidas de presión anular, con frecuencia mayores que las obtenidas a las velocidades de circulación reducida, siempre es preferible conocer con precisión cuál es la presión de fondo durante una situación de control del pozo.

Otra razón importante para utilizar un régimen lento de circulación SCR en hoyos de diámetro reducido es que los anulares extremadamente pequeños originan cambios drásticos en la altura de los influjos y de la presión anular, que requieren de ajustes rápidos del estrangulador para mantener la presión de fondo constante.


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Se calcula la pérdida de presión anular APL, utilizando el siguiente método: Suponiendo que la pérdida de presión anular APL se encuentra distribuida uniformemente desde la superficie hasta la profundidad total TD, se comienza con el régimen lento de circulación más alto y se calcula la densidad equivalente de circulación ECD en la zapata y a la TD, o en cualquier zona débil. Si existe la posibilidad de que se rompa la formación, se disminuye la velocidad de circulación a un valor menor. Se seleccióna el mayor SCR que no ocasione problemas en el pozo. Si la velocidad reducida que se ha seleccionado no es la más baja posible, y es difícil mantener el control operacional del estrangulador, se procede a disminuir aún más el régimen de circulación.

Si la diferencia entre la presión reducida de circulación y la pérdida de presión anular no representan un riesgo significativo de ruptura de la formación, y es menor que 100 psi, entonces será posible utilizar un método convencional de control del pozo.

VII.3.2 Determinación de las Pérdidas Anulares de Presión

La pérdida de presión anular (APL) es el factor de mayor importancia en el control de pozos con hoyos de diámetro reducido, y es de hecho lo que diferencia el método de control en hoyos de diámetro reducido de los métodos de control convencionales. La principal complicación que surge al tratar de circular un influjo en un hoyo de diámetro reducido es el hecho de que la pérdida de presión anular es alta aún a regímenes lentos de circulación. La ilustración VII.1muestra la diferencia de pérdida de presión anular entre un pozo con un hoyo de diámetro reducido de 4 3/4" y un pozo convencional de 6 3/4".

Pérdidas anulares de Presión, APL para Hoyo Convencional vs Hoyo Diametro Reducido

(8,500 pies con 9.5 ppg Lodo)

0200400600800

1000

0 10 20 30 40 50 60 70Velocidad Reducida de Circulación, SCR (gpm)

APL

(psi

)

Ilustración VII.1

La determinación de las pérdidas de presión anular a velocidad lenta de circulación es crítica por dos razones: Primero, si la pérdida de presión

Hoyo 6 3/4”

Hoyo 4 3/4”


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anular APL se encuentra por encima del valor límite que causaría la pérdida de circulación mientras se circula el influjo, es necesario tomarla en cuenta en el proceso de control del pozo. Esto se logra modificando ligeramente el Método del Perforador o el Método de Esperar y Pesar, de tal forma que incluya la pérdida de presión en el ajuste del estrangulador, casi de la misma manera en que se consideran las pérdidas de presión por fricción de la línea de estrangulamiento en las operaciones de perforación realizadas en aguas profundas, costa afuera.

Se calcula la pérdida de presión anular con la siguiente ecuación:

APL = SCRP - DSPL - SPL - BPL

En que: APL = Pérdida de presión anular SCRP = Presión de Circulación a Velocidad Reducida (medida) SPL = Pérdida de Presión Superficial (medida). BPL = Pérdida de presión en la barrena (medida)

DSPL = Pérdida de presión en la sarta de perforación (calculada para los lastrabarrena y tubería de perforación).

Nótese que en la sección VII.3.1se indica un procedimiento para medir la presión de circulación a velocidad reducida SCRP y otro para medir las pérdidas de presión del equipo superficial y en la barrena en forma simultánea. El cálculo de las pérdidas internas de presión por fricción de la tubería de perforación y en los lastrabarrena es bastante sencillo, y se simplifica aún más debido al hecho de que el régimen de flujo de fluido en la tubería de perforación a una velociedad lenta de circulación es laminar, para un rango típico de propiedades del fluido. Pérdidas Internas de Presión por Fricción en la Sarta de Perforación, PPSP PASO 1: Obtener los parámetros de dimensión requeridos. a. DI de la tubería de perforación ddp - pulgadas b. Longitud de la tubería de perforación Ldp - pies c. DI del lastrabarrena ddc - pulgadas d. Longitud del lastrabarrena Ldc - pies


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e. Viscosidad plástica del lodo de control VP - centipoises f. Punto cedente del lodo de control PC - lb/100pies2 PASO 2: Calcular la velocidad promedio del fluido (pies/seg): a. Lastrabarrena: Vdc = GPM ÷ (2.448 x ddc2) b. Tubería de Perforación: Vdp = GPM ÷ (2.448 x ddp2) PASO 3: Calcular las pérdidas de presión por fricción en la sarta de perforación (psi), PPSP, así: a. Lastrabarrena: PPdc = (VP x Vdc x Ldc ) + ( PC x Ldc ) ( 1500 x ddc2 ) (225 x ddc ) b. Tubería de Perf.:PPdp= (VP x Vdp x Ldp ) + ( PC x Ldp ) ( 1500 x ddp2 ) (225 x ddp ) PPSP = PPdc + PPdp

Nota: No se consideran los efectos de fricción al interior de los acoples de la tubería.


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Ejemplo de Cálculo de Pérdidas de Presión Anular, APL

Paso 1: Obtener los parámetros de dimensión y los parámetros medidos: Profundidad Total, TD = 8500 pies Tubería de perforación: 3” DI x 7700 pies Lastrabarrena: 2.75” DI x 800 pies Propiedades del lodo: Peso del lodo de control, KMW = 9.0 ppg, Punto Cedente, PC = 10 lb/100pies2, Viscosidad Plástica, VP = 8 cp. Pérdidas medidas de presión en la barrena y equipo sup. @ 30 gpm = 65 psi Presión a Velocidad de Circulación Reducida, SCRP @ TD & 30 gpm = 485 psi Paso 2: Calcular la velocidad promedio del fluido: Vdc = GPM ÷ (2.448 x 2.752) = 1.6204 pies/segundo Vdp = GPM ÷ (2.448 x 32) = 1.3616 pies/segundo Paso 3: Calcular las pérdidas de presión por fricción en la sarta de perforación: PPdc = (8 x 1.6204 x 800 ) + ( 10 x 800 ) = 14 psi ( 1500 x 2.752 ) (225 x 2.75 ) PPdc = (8 x 1.3616 x 7700 ) + ( 10 x 7700) = 120 psi ( 1500 x 32 ) (225 x 3) PPSP = 14 psi + 120 psi = 134 psi Paso 4. Determinar las pérdidas anulares de presión:

APL = 485 psi - 65 psi - 134 psi = 286 psi


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VII.4 TOLERANCIA DE INFLUJO EN HOYOS DE DIÁMETRO REDUCIDO

El pequeño espacio anular en los hoyos de diámetro reducido ocasiona que el mismo volumen de influjo presente en un pozo convencional se extienda mucho más en ellos. Esto reduce la presión de fondo en forma proporcional, haciendo que sean necesarias presiones de estrangulamiento más altas para mantener la presión de fondo constante. Estas presiones de estrangulamiento son aplicadas directamente a la zapata de revestimiento a medida que se circula el influjo afuera del pozo. El resultado es que los pozos con hoyos de diámetro reducido tienen una tolerancia de influjo mucho menor comparada con la de los pozos convencionales.

VII.5 MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS EN HOYOS DE DIÁMETRO

REDUCIDO

Es necesario modificar ligeramente los dos métodos de circulación convencionales para adaptarlos a las condiciones particulares de los hoyos de diámetro reducido y llegar a:

-Método de Esperar y Pesar para hoyos de diámetro reducido -Método del Perforador para hoyos de diámetro reducido

VII.5.1 Método de Esperar y Pesar – Cálculos - para Hoyos de Diámetro

Reducido

El método de esperar y pesar utilizado en hoyos de diámetro reducido incluye pasos adicionales que contemplan las altas pérdidas de presión anular. Al igual que con el método convencional, el punto inicial del programa de bombeo es la presión inicial de circulación de la tubería de perforación (en inglés, abreviada como ICP). La presión de circulación de la tubería de perforación disminuirá en línea recta a medida que el lodo pesado es bombeado desde la superficie a través de ella. Después de que el lodo pesado llega a la barrena, la presión de la tubería se mantiene constante hasta que el estrangulador esté completamente abierto. De ahí en adelante la presión de circulación aumentará automáticamente hasta llegar a Presión Final de Circulación.


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La diferencia fundamental entre el método convencional y el que se utiliza en los hoyos de diámetro reducido es que la magnitud del aumento final de la presión debido a las pérdidas de presión anular es mucho más alta en el caso de los pozos con hoyos de diámetro reducido. El aumento significativo en la presión de la tubería de perforación se tiene en cuenta utilizando una nomenclatura ligeramente diferente. Se utilizará el término presión intermedia de circulación (en inglés, abreviada como IntCP) para identificar la presión que se mantendrá mientras el lodo de control sube por el anular hacia la superficie. La presión final de circulación (en inglés, abreviada como FCP) será la presión obtenida cuando el lodo de control llega al estrangulador. 1. Después de que se haya asegurado el pozo y estabilizado las presiones,

calcular el peso del lodo para controlar la formación, PLC.

PLC (ppg) = SIDPP (psi) ÷ .052 ÷ PVV (pies) + OMW (ppg) En que: PLC - Peso del Lodo de Control PVV - Profundidad Vertical Verdadera El margen de viaje no se incluye en el cálculo del peso del lodo de control. Esto se hace para evitar presión adicional innecesaria que pudiese provocar la ruptura de la formación.

2. Calcular la presión inicial de circulación:

PIC = SCRP + SIDPP - PPA

En que: PIC = Presión Inicial de Circulación PPA = Pérdida de Presión Anular

3. Calcular la Presión Intermedia de Circulación: PIntC = ( SCRP - PPA) x PLC OMW

4. Calcular la Presión Final de Circulación:


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PFC = SCRP x PLC

OMW 5. Calcular las emboladas de la superficie a la barrena: Volumen de la sarta de perforación = Emboladas Rendimiento de la Bomba 6. Calcular el tiempo de bombeo desde la superficie a la barrena: Total deEmboladas de la superficie a la barrena = Tiempo Emboladas por minuto 7. Una vez se hayan completado los cálculos anteriores, diligenciar la

planilla de control y graficar la presión de la tubería de perforación versus las emboladas de la bomba y el tiempo, como se indica a continuación:

a. Indicar la presión inicial de circulación PIC en la parte

izquierda del gráfico. b. Ubicar la presión intermedia de circulación, PIntC en la parte

derecha del gráfico. c. Unir los dos puntos con una línea recta. d. Utilizar la siguiente fórmula para calcular la caída de presión

por incremento y completar la tabla que aparece en la parte inferior.

(PIC - PIntC )/10 = Caída de presión por incremento En el renglón "tiempo", colóquese un “0” en la parte izquierda de

la escala y el tiempo total para bombeo del lodo pesado desde la superficie hasta la barrena en la parte derecha. Dividir el tiempo total entre 10 para calcular los minutos por incremento.

f. En el renglón "emboladas", colocar “0” en la parte izquierda del gráfico y el total de emboladas hasta la barrena en la parte derecha. Dividir el total de emboladas entre 10 para calcular las emboladas por incremento.


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Por ejemplo, si son necesarias 1.000 emboladas para llenar la sarta de perforación con velocidad reducida de 20 emboladas por minuto y una presión inicial de circulación de 1.000 psi con una presión intermedia de circulación de 500 psi, el programa de bombeo sería el siguiente:

250

350

450

550

650

750

850

950

Pres

ion

Inic

ial d

e C

ircul

acio

n

250

350

450

550

650

750

850

950

Pres

ion

Inte

rmed

ia d

e C

ircul

acio

n

TIEMPO 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

EMB. 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 PRES. 1000 950 900 850 800 750 700 650 600 550 500


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VII.5.2 Método de Esperar y Pesar – Ejecución – en Hoyos de Diámetro Reducido

Circulación de lodo pesado a la Barrena 1. Una vez se haya completado el gráfico de la hoja de control y se haya

aumentado el peso del lodo al valor requerido, alistar el equipo para iniciar la circulación a través del estrangulador. Abrir la válvula del múltiple de estrangulamiento, ubicada aguas arriba del estrangulador (o la de aguas abajo si es aplicable), colocar los contadores de emboladas en cero y asegurar que exista una buena comunicación con el operador del estrangulador.

2. Una vez se hayan estabilizado las presiones, llevar la bomba a

velocidad reducida de circulación mientras se ajusta la presión del anular en el estrangulador igual a las pérdidas de presión anular por fricción, previamente determinadas, PPA.

3. Una vez que la bomba adquiera la velocidad deseada y se hayan

estabilizado las presiones, registrar la presión real de circulación en la tubería de perforación.

Si la presión real de circulación es igual o se encuentra cercana al valor de la presión inicial de circulación calculada, PIC, continuar con el bombeo y ajustar la presión de la tubería vertical de acuerdo con el programa. Si la presión real de circulación es muy diferente de la PIC, parar la bomba, cerrar el pozo e investigar la causa. Verificar que no exista presión atrapada. Es probable que cualquier diferencia marginal entre la presión real y la presión calculada sea debida al hecho que la PPA que se utilizó para calcular la PIC fuese imprecisa. Es posible determinar un valor más aproximado de PPA, y por ende, una presión intermedia de circulación corregida, a partir de la presión inicial de circulación, como sigue:

PPAreal = (Presión inicial de circulación real) - SIDPP + SCRP PIntC = (SCRP - PPAactual) x PLC / OMW


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Así, es posible corregir el programa de bombeo tomando en cuenta las presiones de circulación ajustadas.

Circulación del lodo pesado a la Superficie

1. Cuando el lodo pesado entra al espacio anular, el operador del

estrangulador debe mantener constante la presión de la tubería de perforación (en PIntC) hasta que el estrangulador se abra completamente. De ahí en adelante, la presión de circulación aumentará hasta llegar a presión final de circulación, PFC.

2. Una vez que retorne el lodo de control descontaminado y se considere

que la circulación ha finalizado, parar las bombas y verificar el flujo del pozo a través del estrangulador antes de abrir los BOPs.

Se debe tener en cuenta que durante la circulación, llegará un momento en que la presión hidrostática del lodo pesado en el anular sumada a la PPA equilibrará la presión de la formación y el estrangulador estará completamente abierto. Esto ocurrirá antes de que el lodo pesado llegue a la superficie y se deben tomar las precauciones para garantizar que se finalice la circulación.

VII.5.3 Método del Perforador en Hoyos de Diámetro Reducido

Primera Circulación – Evacuación del Influjo

1. Una vez se hayan estabilizado las presiones, hacer los preparativos para iniciar la circulación a través del estrangulador. Abrir la válvula del múltiple de estrangulamiento, ubicada aguas arriba del estrangulador (o aguas abajo si es aplicable), colocar los contadores de emboladas en cero y asegurarse que exista una buena comunicación con el operador del estrangulador.

2. Llevar la bomba a velocidad reducida para el control del pozo mientras

se ajusta el estrangulador de tal forma que se reduzca la presión del revestidor en una proporción igual a las pérdidas de presión anular por fricción, previamente determinadas PPA. Este ajuste debe durar el mismo tiempo que le toma a la bomba alcanzar la velocidad de régimen lento de circulación. Esto podría tomar 20-30 segundos. Una


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caída más pronunciada de la presión en el estrangulador reducirá la presión de fondo y podría permitir la entrada de otro influjo, mientras que una caída menos acentuada aumentaría la presión de fondo y se presentaría un riesgo de fugas. Preparar una gráfica para llevar la bomba a la velocidad adecuada, según se indica en la sección V.17.2.

3. Cuando se establece la velocidad de control reducida el operador del

estrangulador debe observar el manómetro de la tubería de perforación y mantener la presión (PIC calculada) constante hasta que el influjo sea retirado del pozo. Registrar la presión del revestidor justo antes de parar el bombeo. Esta presión en el revestidor deberá permanecer constante en la segunda circulación mientras se circula el lodo pesado hasta la barrena.

4. Aumentar el peso del lodo en el sistema hasta tener el valor calculado

para controlar la formación.

Segunda Circulación – Lodo de Control a la Barrena

1. Llevar la bomba a velocidad reducida de control mientras se ajusta el estrangulador de tal forma que se reduzca la presión del revestidor en una proporción igual a las pérdidas de presión anular por fricción, previamente determinadas, PPA. Este ajuste es idéntico al realizado en la primera circulación.

2. Cuando se establece la velocidad de régimen de control el operador

del estrangulador debe observar el manómetro de la tubería de perforación y seguir el programa hasta que el lodo pesado llegue a la barrena. Esto ocurrirá cuando la PIC disminuya hasta llegar a PIntC.

Segunda Circulación - Lodo de Control a la Superficie

1. Cuando el lodo de contención entra al espacio anular, el operador del

estrangulador mantendrá constante la presión de la tubería de perforación hasta que el estrangulador se abra completamente.

Continuar la circulación hasta que el lodo pesado llegue a la superficie. La presión de circulación de la tubería de perforación aumentará hasta llegar al mismo valor de PFC, determinado en el Método de Esperar y Pesar. Consultar la sección VII.5.2 si la presión varía significativamente.


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VII.6 HOJA DE CÁLCULO DE LA PÉRDIDA DE PRESIÓN ANULAR

HOJA DE CÁLCULO DE LA PÉRDIDA DE PRESIÓN ANULAR

Este Calculo es para una Tasa de Velocidad Reducida de Circulación (SCR) de : 30 GPM

Registrar las Perdidas de Presión en el Equipo de Superficie y en la Barrena (PPS + PPB) : 10 SPM : 30 GPM : 65 psi

Registar la Presión a Velocidad Reducida de Circulación SCR a la profundidad total (SCR) : 10 SPM : 30 GPM : 485 psi

Información Requerida

Profundidad Medida (MD) : 8500 pi Tuberia Perforacion ID (dTP ) 3 plgDensidad Lodo : 9.00 ppg Longitud Tuberia Perforacion (L TP ) 7700 piesYP del Lodo: 10 lb/100 pie 2 Lastrabarrena ID

(dLB ) 2.75 plg

VP del Lodo : 8 cP Longitud Lastrabarrena (L LB ) 800 pies

Velocidad Promedio del Fluido en Tubería de Perforación y Lastrabarrenas

Lastrabarrenas : V LB = GPM ÷ (2.448 x d LB2)

= ( 30 ) ÷ ( 2.448 x ( 2.75 ) 2 ) = 1.62 pies/seg

Tuberia Perforación : V LB = GPM ÷ (2.448 x d LB2)

= ( 30 ) ÷ ( 2.448 x ( 3 ) 2 ) = 1.36 pies/seg

Drill String Perdidas de Presión por Fricción en la Sarta (PPS) Nota: Suponer Flujo Laminar y usar la equación Bingham Plastic

Lastrabarrenas : PP LB = ( PV x V LB x L LB ) + ( YP x L LB ) ( 1500 x d LB

2 ) ( 225 x d LB )

PP LB = ( 8 ) x ( 1.62 ) x ( 800 ) + ( 10 ) x ( 800 ) ( 1500 x ( 2.75 )2 ) ( 225 ) x ( 2.75 )

PP LB = ( 10371.09 ) + ( 8000 ) = 14 psi( 11343.75 ) ( 618.75 )

Nota: Suponer Flujo Laminar y usar la equación Bingham PlasticTuberia Perforación : PL TP = ( PV x V TP x L TP ) + ( YP x L TP )

( 1500 x d TP2 ) ( 225 x d TP )

PL TP = ( 8 ) x ( 1.36 ) x ( 7700 ) + ( 10 ) x ( 7700 ) ( 1500 x ( 3 )2 ) ( 225 ) x ( 3 )

PL TP = ( 83878 ) + ( 77000 ) = 120 psi( 13500 ) ( 675 )

DSPL = Pl LB + Pl TP = 14 + 120 = 134 psi

Perdidas de Presion Anular (PPA)

PPA = SCR - DSPL - (SPL + BPL) = ( 485 ) - ( 134 ) - ( 65 ) =

PPA = 286 PSI


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VII.7 ESQUEMA DE DECISIONES EN EL CONTROL DE POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO

Usar un Método Convencional para

Control el Pozo

Estimar las Perdidas de Presión en el Anular a la Velocidad de Control a

partir de las SCR’s

Estimar la máxima preisón en el punto más débil durante un control

convencional del pozo

El Control Convencional del pozo causa pérdidas en el hoyo

Son las caidas de presión en el anular mayores a

100 psi?

Se pueden reducir a 100 psi en el anular utilizando

velocidad reducida de bombeo?

USAR EL MÉTODO DE DIÁMETRO REDUCIDO PARA CONTROL DEL

POZO

NO

SI

NO

SI

SI

NO


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Revisión: 0 Capítulo VIII Perforación de Pozos – AP/AT.

Capítulo VIII

POZOS DE ALTA PRESIÓN Y ALTA TEMPERATURA – AP/AT.


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TABLA DE CONTENIDO

VIII.1 PLANIFICACIÓN .......................................................................................................................................... 3

VIII.2 PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES ................................................................................................... 4 VIII.2.1 Prevención de Influjos ........................................................................................... 4 VIII.2.2 Detección de Influjos ............................................................................................ 5 VIII.2.3 Procedimientos de Control .................................................................................. 6

VIII.3 EQUIPOS .......................................................................................................................................... 6

VIII.3.1 Equipo Auxiliar......................................................................................................... 6 VIII.3.2 Conjuntos de Preventores (BOPs) ...................................................................... 8

VIII.4 MATERIALES .......................................................................................................................................... 8


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Se define un pozo de alta presión / alta temperatura (AP /AT) como aquél en que la presión del cabezal del pozo podría alcanzar o exceder 70,000 kPa (10.000psi) en las condiciones que se crean debido al cierre de una columna de gas, originada en la zona de mayor presión, o en que la temperatura del cabezal del pozo podría alcanzar o exceder 150 ºC/ 300 ºF en las condiciones creadas por un flujo incontrolado desde la zona de mayor presión, a través del múltiple de estrangulamiento abierto. Las operaciones de perforación en pozos de AP /AT requiere de una especial planificación, procedimientos operativos y equipos, en particular cuando se utiliza lodo a base de aceite (LBP). A continuación un listado de algunas de las precauciones, procedimientos y equipos más importantes, a considerar conjuntamente por el Gerente del Taladro / Gerente Regional y la Compañía Operadora antes de que se inicie la etapa de perforación de AP / AT.

VIII.1 PLANIFICACIÓN - Se realizará un simulacro para estimar las máximas tasas de flujo

de líquido y de gas así como la temperatura del cabezal del pozo que pudieran alcanzarse si ocurriera un flujo incontrolado proveniente de la zona de mayor presión, a través del múltiple de estrangulamiento abierto.

- Es necesario elaborar planes específicos, preparar las

instrucciones por escrito y entregarlas a todo el personal antes del inicio de las operaciones. Dichos planes e instrucciones contemplarán los procedimientos /acciones no comunes a realizar para evitar o reaccionar a cualquier problema de control del pozo.

- El programa de revestidor incluirá planes para la instalación de

una sarta de revestimiento de contingencia. - Instalar arietes de revestimiento en los BOPs para introducir el

revestidor de producción. Considérese no utilizar arietes de diámetro variable.


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VIII.2 PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES

Se deben considerar los siguientes procedimientos (aplicables únicamente cuando se perfora en la zona de AP) y la persona encargada dará instrucciones específicas a la cuadrilla.

VIII.2.1 Prevención de Influjos

- Limitar la ROP (Rata de Penetración) para que una conexión se haga después de circular los fondos arriba, de tal forma que su valor no sea mayor que:

Tiempo Fondo Arriba (hrs.) x ROP = 9.14 m (30 pies)

Es decir, la ROP (en m/hr ó en pie/hr) < 9.14 (ó 30 pies)/ tiempo fondo arriba (en horas)

El razonamiento que se utilizó para calcular el valor de 9.14 m (30pies) es el siguiente:

Cuando se perfora por vez primera en un yacimiento de alta presión es posible que la presión de la formación solamente pueda ser equilibrada dinámicamente. Puede ocurrir un influjo cuando se apagan las bombas durante una conexión. La forma de evitar que ocurra más de un influjo, es necesario alcanzar una circulación fondo arriba antes de parar las bombas para añadir otra junta de tubería. Si se perfora con un "top drive" las conexiones se hacen cada tramo de tres juntas y se puede utilizar el valor de 27.43 m (90 pies) por hora como límite para la Rata de Penetración, ROP.

Una vez que se perfora en un yacimiento continuo y se ha establecido que existe un sobreequilibrio estático en el tope del yacimiento, deja de existir el motivo para la restricción de la ROP.

- Verificar el flujo en todas las conexiones. - Tener un niple de asentamiento instalado en la sarta. Lanzar

por la tubería una válvula de contraflujo tipo dardo, antes de


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proceder a retirar la sarta del hoyo (excepto en los viajes cortos).

- La persona encargada o su delegado debe estar en la

estación del perforador mientras se saca la tubería del hoyo desnudo.

- Si se sospecha de un influjo por suabeo, efectuar una

circulación de los fondos arriba a través del estrangulador. - Mantener listo un tramo de tubería de perforación (parada)

con una válvula de seguridad de apertura plena conectada en la parte inferior del tramo si se está perforando con Empuje de Cabeza Rotatoria, “Top Drive”, para facilitar la desconexión de la cabeza giratoria y la instalación de las herramientas de control a nivel del piso del taladro de perforación.

- El personal de supervisión debe completar un curso especial

de entrenamiento en control de pozos de AP / AT antes de iniciar las operaciones de perforación.

- Limitar la extracción de núcleos a intervalos cortos (10m, 30

pies) y circular varias veces mientras se saca la tubería del hoyo, para minimizar el riesgo de influjo provocado por el gas que pudiera salir de los núcleos.

VIII.2.2 Detección de Influjos

Los métodos y procedimientos de detección, descritos en II.1.2 también se aplican a los pozos de AP / AT. Sin embargo, se recomienda utilizar equipo adicional, como las herramientas de medición MWD para detectar el tope de la formación de AP / AT Se debe garantizar que los indicadores de nivel del tanque y los sensores de flujo estén correctamente instalados y calibrados. Utilizar un área mínima de superficie en volumen activo de los tanques para mejorar la sensibilidad de detección de influjos /ganancia en los tanques.


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VIII.2.3 Procedimientos de Control - Controlar el régimen lento de circulación para no sobrepasar

la capacidad del equipo superficial. Se deben preparar procedimientos que cubran los casos en que se sobrepase o sea posible sobrepasar la capacidad del separador lodo/gas o los límites de temperatura de los estranguladores. La expansión de gas después del estrangulador podría ocasionar temperaturas bajas que causasen obstrucciones en el múltiple de estrangulamiento o en el separador lodo / gas.

- Considerar la utilización del método de reversión del influjo a

la formación, “bullheading” si se sospecha que el volumen de influjo sobrepasa los valores especificados.

- Cuando los conjuntos de BOP’s se encuentran equipados con

válvulas inferiores de control, éstas solamente se utilizarán en contenciones de emergencia. Aunque se permite, pero no se recomienda el uso de estas válvulas en modo estático para monitorear la presión anular.

VIII.3 EQUIPOS

VIII.3.1 Equipo Auxiliar

- Se debe disponer de una bomba para inyección con una presión de trabajo de 105.000 kPa (15.000 psi) y que sea capaz de mantener regímenes lentos de circulación (± 79.5 litros/min. o 0.5 barriles/min.).

- Se debe instalar una línea de control con presión de trabajo

de 105.000 kPa (15.000 psi) que conecte la bomba de inyección y el piso del taladro de perforación.

- Seleccionar todo el equipo principal de control de presión

para servicio con H2S.

- Los múltiples de estrangulamiento y de control deben contar con un medio de inyección para el anticongelante.


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- Los múltiples de estrangulamiento y de control deben tener

instalados medidores de temperatura del fluido antes de pasar por el estrangulador, para ayudar a evaluar la temperatura del cabezal del pozo (excepto cuando los BOPs ya están equipados con éstas), y después del estrangulador para ayudar a evaluar los riesgos de formación de hidratos, con lectura remota en el panel de operación del estrangulador.

- Los múltiples de estrangulación y de control deben estar

equipados con líneas de alta presión - 35.000 kPa (5.000 psi) como mínimo – para conducir los fluidos al quemadero (o fuera de borda) y con válvulas operadas a distancia para abrir dicha línea y para cerrar la línea del separador lodo / gas.

- El separador lodo / gas debe estar provisto de un medio para

controlar la carga (usualmente un registrador diferencial de baja presión - 150 kPa (20 psig) - que muestre las lecturas en el panel remoto del estrangulador).

- Opcionalmente, se añadirán las instalaciones necesarias para

calentar e inyectar lodo de baja presión en el separador. - Se deben revisar el diseño y la capacidad del separador lodo

/ gas para garantizar una capacidad adecuada (Apéndice 7). De ser necesario, se debe proveer un separador adicional. Nota: En algunas situaciones, ha sido necesario utilizar líneas de ventilación con diámetro de 8" a 10" y longitud de 4 a 6 m (15 a 20 pies).

- Se deben utilizar magnetos de canal o sumergidos en los

tanques para monitorear el desgaste del revestidor, cabezal del pozo y BOPs. Dichos magnetos se deben limpiar e inspeccionar a intervalos regulares que no sobrepasen las 12 horas de rotación. Igualmente, se recomienda realizar un estudio con un calibrador electromagnético en el revestidor colocado por encima de las formaciones de AP/AT, antes de


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perforar la zapata del mismo. Si los magnetos de zanja recolectan demasiadas partículas metálicas, y /o se nota un desgaste anormal de las bandas protectoras de la tubería de perforación, es necesario volver a probar con presión el revestidor y /o realizar estudios más exhaustivos de su espesor de pared con el calibrador electromagnético. Se debe probar con presión el revestidor cada vez aue se prueban los BOPs, de conformidad con el procedimiento indicado en la sección III.6.1.

VIII.3.2 Conjunto de Preventores (BOPs)

Los estándares mínimos exigidos por Schlumberger para los conjuntos preventores superficiales o submarinos se encuentran descritos en las secciones III.1.1.3 y III.1.2.3, respectivamente. Sin embargo, en el Mar del Norte se seguirá los procedimientos del Instituto del Petróleo, Londres Parte 17, “Well Control During the Drilling and Testing of High Pressure Offshore Wells". Estos requerimientos son los siguientes: Para los BOPs superficiales usados en plataformas o en taladros autoelevadizos de perforación (Jack-Up), se utilizará, como mínimo, un (1) preventor anular de 10K psi y cuatro (4) preventores de ariete. En el caso de los BOPs submarinos se utilizará, como mínimo, dos (2) preventores anulares de 10K psi y cuatro (4) preventores de ariete de 15 K o más.

VIII.4 MATERIALES - La resistencia a la temperatura de los elastómeros de todos

los BOPs que van a estar expuestos a los fluidos del pozo será más alta que la temperatura máxima estimada en el cabezal del pozo o en el conjunto de preventores por un período de exposición continua al menos igual a la duración del pozo. Dichos elastómeros deben estar certificados para soportar los valores pico de temperatura y presión por lo menos durante una hora. (La temperatura pico es la temperatura que se


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podría alcanzar cuando es necesario permitir un flujo incontrolado a través del la línea de estrangulamiento durante una hora).

- Hasta que se haya completado la terminación, se debe

mantener una cantidad suficiente de lodo pesado para controlar el pozo y mantener el hoyo lleno hasta que sea posible obtener material adicional.


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Revisión: 0 Capítulo IX Pozos Horizontales y de Alto Ángulo

Capítulo IX - POZOS HORIZONTALES Y DE ALTO ÁNGULO


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TABLA DE CONTENIDO

IX.1 PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE POZOS HORIZONTALES ................................................................ 3

IX.2 HOJA DE CONTROL PARA POZOS HORIZONTALES ................................................................................ 4

IX.2.1 Elaboración de la Hoja de Control ...................................................................... 4 IX.2.2 Cuando Utilizar la Hoja de Control Horizontal.................................................... 8

IX.3 POZOS MULTILATERALES......................................................................................................................... 10

IX.3.1 Procedimientos para controlar Pozos Multilaterales ...................................... 12 IX.3.2 Esquema de Decisiones el Control de Pozos Multilaterales .................... 13


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IX.1 PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE POZOS HORIZONTALES En los pozos horizontales y altamente inclinados (o de alto ángulo, como también se llaman) se aplican los mismos principios básicos que en los pozos verticales o desviados. Como de costumbre, se calculan los equivalentes de peso del lodo utilizando la profundidad vertical. Sin embargo, existen algunos puntos adicionales a considerar, y estos son los siguientes: - El propósito de perforar un pozo horizontal es mejorar la

recuperación de hidrocarburos al incrementar el área de yacimiento que se encuentra expuesta a nivel del hoyo abierto para aumentar consecuentemente las ratas de producción. Por lo tanto se debe considerar que las tasas de flujo de los influjos, en caso de que se presenten, son mucho mayores que en los pozos verticales.

Se debe prestar especial atención a los procedimientos utilizados en los viajes cuando el yacimiento se encuentra expuesto. - Es posible que las presiones de cierre en caso de influjo sean

iguales en la tubería de perforación y en el ánulo, aunque haya ocurrido un influjo de grandes proporciones. Esto dependerá de la longitud de la sección del hoyo desnudo.

Esto no es un problema. Sin embargo, implica que no es posible revisar la validez de los datos del influjo.

Por lo tanto, se debe considerar siempre la posibilidad de que el hoyo contenga un influjo grande.

- Existe una probabilidad más grande de que ocurra un efecto

de suabeo cuando se encuentra expuesta una mayor área del yacimiento. Se debe entonces seguir estrictamente el procedimiento correcto de viajes. En los viajes de tubería hacia fuera del hoyo, es necesario verificar el flujo cuando la barrena salga de la sección horizontal.


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Existe una gran posibilidad de que la sección horizontal del pozo esté llena de fluidos del yacimiento aunque el pozo esté muerto. Es por lo tanto importante que se tomen todas las precauciones cuando se regresa la tubería al yacimiento después de hacer un viaje. Cuando la tubería se encuentra de nuevo en el fondo, se recomienda revisar el flujo después de que se haya circulado parcialmente, ya que para entonces el influjo puede estar lo suficientemente alto en el pozo para ser detectado. Si se presenta un influjo durante los viajes, es posible que no se pueda dejar caer la válvula tipo dardo y bombearla por la tubería. Esto dependerá del ángulo del hoyo en el punto en que se encuentra el niple de asentamiento para el dardo. Si no es posible lanzar o asentar el dardo en el niple, se debe conectar a la sarta en la superficie una válvula preventora de flujo interno, tipo "Gray".

IX.2 HOJA DE CONTROL PARA POZOS HORIZONTALES IX.2.1 Elaboración de la Hoja de Control

Al igual que en la sección II.2.3, se debe elaborar una hoja o planilla de control. A medida que se bombea el lodo de control, el peso del lodo contrarrestará y hará disminuir gradualmente la SIDPP. Sin embargo, si se utiliza la hoja de control descrita en la sección II.2.3.1, y que estaba basada en un pozo vertical, el fondo del hoyo podría estar sujeto a presión excesiva a medida que se bombea el lodo de contención hacia la barrena. Si se fuera a parar la bomba cuando el lodo de control se encuentra en el punto de profundidad vertical total, entonces la SIDPP sería cero. Si se para la bomba durante el bombeo del

lodo de control, la SIDPP dependerá únicamente de cuan cerca esté el lodo pesado del punto de profundidad vertical total. la presión estática se puede calcular en cualquier momento durante el proceso de control con la siguiente ecuación:


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Donde: SIDPP es la presión de Cierre en la tubería de perforación.

TVDP es la profundidad vertical donde se encuentra el lodo pesado en un momento dado. TVDT es la profundidad vertical total del pozo.

En la ecuación se puede ver que cuando la TVDP es igual a la TVDT, el lodo de control se encuentra en el punto de profundidad vertical total, el cociente es igual a uno y la presión estática es cero. Contrariamente, la presión dinámica en cualquier momento durante la operación de control está relacionada con la profundidad medida a la que se encuentre el lodo pesado. La presión dinámica aumentará a medida que se bombea el lodo de control. En cualquier momento durante la operación, se puede determinar esta presión a partir de la siguiente ecuación:

Donde:

MDP es la profundidad medida del lodo de control en ese momento MDT es la profundidad total medida del pozo FCP es la presión final de circulación SCRP es la presión de circulación a velocidad reducida

A medida que el lodo de control es bombeado a lo largo de la tubería, el lodo más pesado aumentará la presión dinámica. Esta debe aumentar desde presión circulación a velocidad reducida, inicialmente registrada, hasta presión final de circulación calculada. Esto depende únicamente de la profundidad a la cual se encuentra el lodo pesado en la tubería de perforación. La diferencia FCP - SCRP es el aumento calculado de la presión de la bomba. Cuando la MDP sea igual a la MDT, el lodo de

T

P

TVDTVD x SIDPP - SIDPP = EstáticaPresión

( )T

P

MDMD SCRP - FCP + SCRP = DinámicaPresión


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control se encuentra en la barrena y la presión dinámica es igual a la FCP. Cuando la MDP es pequeña, entonces la presión dinámica es similar a la SCRP. Mientras se bombea el lodo en la barrena, la Presión de Circulación es simplemente la suma de las Presiones Estática y Dinámica.

Presión de Circulación = Presión Dinámica + Presión Estática El factor principal a considerar cuando se suman la presión dinámica y la presión estática del pozo es que ambas se calcularon considerando el mismo punto físico de la sarta. Si se considera cómo incluir este concepto en la hoja de control sería necesario diseñar otra Hoja de Control. En cambio, se ha decidido elaborar un anexo o extensión a la Hoja de Control Original. Toda la información requerida para la elaboración de este anexo o extensión es transferida desde la hoja estándar. Se utiliza entonces el anexo para determinar la relación correcta de las presiones de circulación versus las emboladas de la bomba. Esta relación es luego graficada en la hoja estándar de control. Esto funcionaría en la práctica, como en la hoja de control ya completada, que se muestra a continuación:


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I lustración IX.1 Ejemplo de Hoja de Control para Pozos Horizontales La única información adicional necesaria para completar la extensión de la hoja original es la TVD en el final de cada una de las secciones de profundidad medida. Esta información se obtiene facilmente de los programas que calculan la desviación o de los registros del perforador direccional. El pozo utilizado en el ejemplo ha sido dividido en diez secciones uniformes de profundidad medida. Las profundidades verticales, correspondientes a cada una de las profundidades medidas se encuentran indicadas en la fila "E". Recuerdese que es preciso registrar previamente esta información. Aunque en este ejemplo los diez pasos son exactamente iguales, esto no es un requisito de la hoja. El método funciona con cualquier conjunto de diez puntos de profundidad medida. Es prioritario asegurarse de que los diez puntos se escojan describiendo adecuadamente la

HOJA DE CONTROL DE POZO

( Extensión Horizontal )

Completar la Hoja Estandar para el control de pozos hasta la sección G 1. Llenar luégo esta hoja para elaborar la gráfica o tabla de Presión de Bombeo. Transferir aquí la siguiente información desde la Hoja Estandar:

PROFUNDIDA MEDIDA (MD) = 11672 Pies PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA = 6279 Pies PRESION DE CIRC. A VELOCIDAD REDUCIDA = 1700 psiSIDPP = 326 psiPRESION FINAL DE CIRCULACION = 1877 psiEMBOLADAS HASTA LA BARRENA = 1678 Emboladas

El Aumento de Presión puede calcularse como sigue : Aumento de Presion = F.C.P. - S.C.R.P. = 177 psi

Se divide el pozo en diez secciones de profundidad medida que cubran adecuadamente la geometría del pozo, y se colocan los valores en la línea A de la tabla que se encuentra abajo. Se procede después con los cálculos, línea por línea, hasta completar la tabla. Se utilizan los valores de la tabla para elaborar la gráfica de presión en la tubería versus emboladas de la bomba. Se continúa diligenciando la hoja de control en la forma convencional.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

A M.D. 0 1167 2334 3502 4669 5836 7003 8170 9338 10505 11672B Relación a la M.D. Linea A ÷ Profundidad Medida 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0C Emboladas Emboladas hasta Barrena x Linea B 0 168 336 503 671 839 1007 1175 1342 1510 1678D Presión Dinámica SCRP + ( Aumento Presión x Linea B ) 1700 1718 1735 1753 1771 1789 1806 1824 1842 1859 1877

E T.V.D. A la Profundida Medida en Linea A 0 1167 2334 3502 4263 5554 6140 6279 6279 6279 6279F Relación a la T.V.D. Linea E ÷ Profundida Vertical Verdadera 0 0.186 0.372 0.558 0.736 0.885 0.978 1 1 1 1G Presión Estática SIDPP - ( SIDPP x Linea F ) 326 265 205 144 86 38 7 0 0 0 0

H Presión de Circ. Linea D + Linea G 2026 1983 1940 1897 1857 1827 1813 1824 1842 1859 1877


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geometría del pozo y que se permita una distribución uniforme de los mismos para elaborar el gráfico final. Probablemente, es más fácil utilizar los diez puntos calculados que se encuentran más cerca de los diez puntos uniformes de profundidad medida. La distribución uniforme de los puntos le facilita al operador del estrangulador seguir el gráfico.

IX.2.2 Cuando Utilizar la Hoja de Control Horizontal La extensión de la hoja es aplicable a todos los pozos desviados. Sin embargo, en muchos pozos no existe una gran diferencia en cuanto a la presión de circulación entre la hoja estándar y la extensión de la misma.

La diferencia entre la presión de circulación ( ∆ P ) calculada a partir de la hoja estándar y la extensión de la misma puede calcularse en cualquier punto del pozo utilizando la siguiente ecuación:

Usando esta ecuación con la información indicada en la Ilustración IX.1 se muestra que la diferencia más grande entre la presión obtenida de la hoja de extensión para el caso horizontal y la hoja de control estandard es de 890 kPa (127 psi) lo cual se indica en forma de gráfico en la Ilustración IX.2.

−×∆

T

P

T

P

MDMD

TVDTVD SIDPP = P


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To ta l d e Em b o la d a s

1 8 0 0

1 8 5 0

1 9 0 0

1 9 5 0

2 0 0 0

2 0 5 0

2 1 0 0

0 2 0 0 4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 2 0 0 1 4 0 0 1 6 0 0 1 8 0 0

H o ja de C o ntro l E sta nd a r

Exte nsió n

P re sió n d e C irc u la c ió n

(p s i)

P ro g ra m a d e P re s ió n d e la Bo m b a

Ilustración IX.2

En el caso indicado en la Ilustración IX.1se supone un aumento de 1 ppg. En la mayoría de los casos en que se trabaja en pozos horizontales es improbable que se encuentre formaciones que requieran de un aumento del peso del lodo de 1 ppg. Existe una mayor probabilidad de que los influjos sean causados por el efecto de suabeo, y que no sea necesario aumentar el peso del lodo. En estos casos, utilizar la hoja estándar o la extensión, no representará una diferencia significativa entre las presiones. Se pueden aplicar las siguientes criterios para determinar cuándo se debe utilizar la extensión de la hoja. 1. Se debe usar una Hoja Estándar para control de pozos

verticales si la SIDPP inicial, estable, es de 100 psi o menos, independientemente del perfil del pozo.

2. Si la diferencia máxima entre la presión de circulación

calculada en la hoja estándar y en la Hoja de Extensión es menor de 175 kPa (25 psi), se puede usar también una hoja para control del pozo vertical.


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3. Se Utiliza una hoja de control para pozos desviados si la Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie, MAASP menos la Presión de circulación a la velocidad reducida, SCRP es <2 ∆ P .

Esto dependerá de la situación en el campo (tales como la resistencia de la zapata y la presión del revestidor). Si existe el riesgo de una pérdida de circulación, es posible que sea necesario utilizar la extensión de la hoja con una diferencia máxima más baja.

En el Apéndice 3, se incluye una plantilla de la extensión de la Hoja de Influjos en Pozos Horizontales.

Método del Perforador

La primera circulación del Método del Perforador (Ref. II.2.3.2) no requiere que se realicen cambios para el caso de pozos horizontales o altamente desviados. Sin embargo, el programa de bombeo (gráfica de presiones de circulación Versus emboladas) se completa como se describe en ésta sección, utilizando la extensión de la hoja.

IX.3 POZOS MULTILATERALES

Siempre que se mantenga un aislamiento hidráulico adecuado, es posible aplicar la metodología de control de pozos existentes, y considerar cada hoyo por separado. En caso contrario, los cálculos necesitarán tener en cuenta la formación más débil en cualquiera de los hoyos, la posibilidad de tener influjos de los brazos multilaterales y la diferencia de peso del lodo en los hoyos. La detección de influjos depende de las señales de advertencia existentes, de la ganancia de lodo en los tanques y el incremento en el flujo del retorno. La ganancia en los tanques es más sensible a los influjos de baja intensidad, y el incremento en el flujo del retorno es más sensible a los influjos de alta intensidad.

Algunas señales indicativas de un influjo en el hoyo activo serían un incremento repentino en la tasa de perforación o una presión


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de cierre del revestidor, mayor que la presión de cierre en la tubería. Al aplicar el método de Control Volumétrico, la presión de tubería permanece estática en tanto que la del revestidor aumenta en forma continua. Una indicación de que ha ocurrido un influjo en el hoyo estático es que la presión de cierre de la tubería de perforación es igual a la presión de cierre del revestidor, o que ambas presiones aumentan durante el control volumétrico. Se puede utilizar tanto el Método de Esperar y Pesar como el Método del Perforador, dependiendo de la tasa de migración del influjo, política de la compañía, etc. Nótese que si el influjo proviene del hoyo estático, entonces la profundidad del mismo debe tomarse desde la unión de las ramas o brazos del pozo. Se deben tomar las precauciones necesarias para evaluar el punto más débil en cada uno de los hoyos, debido a que una operación de control en la unión pudiera ocasionar pérdidas en uno de éstos. - La Máxima Presión Anular Permisible en Superficie, MAASP,

debe calcularse con referencia a la formación más débil en todos los hoyos.

- Se debe considerar la posibilidad de influjo en varios hoyos.

Para el hoyo activo1 (el que contiene la sarta de perforación) se puede calcular la MAASP1 con la siguiente ecuación: MAASP1 = LOT - [(MW1 - MWLOT) ÷ 0.052 x TVD1 punto débil] (psi) (psi) (ppg ) (ppg) (ft) Donde:

LOT es el peso del lodo equivalente obtenido en la prueba de integridad de la formación MWLOT es el peso del lodo en el hoyo activo1 al momento de efectuar la prueba de integridad

MW1 es el peso del lodo original en el hoyo activo1


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TVD1 punto débil es la profundidad vertical del punto más débil en el hoyo activo1

Para el hoyo(s) estático2 (sin sarta de perforación), se debe considerar la posibilidad de utilizar lodos de diferente peso en el hoyo activo y en el hoyo(s) estático(s). La MAASP2 se puede calcular mediante la siguiente ecuación:

MAASP2 = LOT - [(MW1 - MWLOT) ÷ 0.052 x TVDapertura del revestidor] - [MW2 ÷ 0.052 x (TVDapertura del revestidor- TVD2 punto débil)]

La MAASP final a utilizar es la menor de las dos (MAASP1 o MAASP2). Se debe tener cuidado cuando se vuelve a entrar en el hoyo principal luego de haber completado el lateral, ya que para entonces es posible que el fluido haya estado en el hoyo principal durante un periodo largo de tiempo y que por lo tanto no se sepa cuál es su condición. Cualquier fuga en la guía de la zapata crea el potencial de presencia de hidrocarburos directamente por debajo de la unión. En este caso, podría presentarse una situación de desbalance durante la introducción de la tubería en el hoyo.

IX.3.1 Procedimientos para Controlar Pozos Multilaterales Una vez se haya cerrado el pozo luego de la detección de un influjo, se debe tomar una decisión en cuanto a las medidas más apropiadas para controlar el pozo. Al igual que en los pozos convencionales con un solo hoyo, se debe tratar siempre de utilizar una de las técnicas estándar de control. Esto es particularmente cierto cuando el influjo proviene del hoyo activo. En la página siguiente (Ilustración IX.3) se ha preparado un diagrama de flujo que ayuda a determinar el curso apropiado de acciones a seguir.


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IX.3.2 Esquema de Decisiones – Control de Pozos Multilaterales

SI

SI

SI

SI

NO

NO

Influjo en el Pozo

Se sabe cual de los hoyos recibió el

influjo

Circular fondo arribacon lodo original

Influjo en hoyo activo

Determinar lodo de control basado en SIDPP y TVD en

la unión de los laterales y hoyo principal

Peso del Lodo de Control excede

presion de fractura del punto debil

El nuevo SIDPP y SICP son

iguales?

Recalcular el máximo peso del lodo de control que no fracture el pozo

Circular el hoyo activo con lodo de control

(Hoja de Control para MultilateralSIDPP and SICP nuevos deben ser

cero)

Circular el hoyo activo con lodo de control

(Hoja de control para Multilaterales)

Viajar con la sarta hasta hoyo estático

Considerar Control del Pozo por “Bulheading”

Calcular nuevo peso de lodo de control basado en

presión de poro y en la informacion del TVD del

influjo

Circular ambos hoyos con el segundo lodo

de control

Control completo

Usar las Técnicas Estandar para

control de pozos

NO

NO

Ilustración IX.3


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Revisión: 0 Apéndice 1

Abreviaciones / Definiciones / Referencias

APÉNDICE 1: Abreviaciones / Definiciones / Referencias


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1.1 Lista de Abreviaciones: APL = Pérdidas de Presión Anular

BHA = Ensamblaje de fondo de la Sarta de Perforación BHP = Presión de Fondo del Pozo

BOP = Preventor de Reventones BPL = Pérdidas de Presión en la Barrena y chorros Ca = Capacidad Anular

CLFL = Pérdidas por Fricción en la Línea de Estrangulamiento CSG = Revestidor

DC = Lastrabarrena o Portamecha TP = Tubería de Perforación.

DP = Posicionamiento Dinámico o Tubería de Perforación DPO = Oficial de Posicionamiento Dinámico DSPL = Pérdidas de Presión en la Sarta de Perforación ST = Pruebas de Formación con la Tubería de Perforación ECD = Densidad Equivalente de Circulación EMW = Peso del Lodo Equivalente FCP = Presión Final de Circulación FCPadm = Presión Final Máxima de Circulación Admisible o permisible Gfb = Gradiente de Presión para Ruptura de la Formación Gi = Ganancia Inicial de lodo en los tanques Gmud = Gradiente de Presión del Lodo GPM = Galones por Minuto HCR = Válvula Hidráulica Controlada Remotamente (Válvula de Alta Relación de Cierre = “High Closing Ratio”) HP/HT = Alta Presión/Alta Temperatura IADC = Asociación Internacional de Contratistas de Perforación ICP = Presión Inicial de Circulación ID = Diámetro Interno IntCP = Presión Intermedia de Circulación (utilizada en el control de pozos de diámetro reducido) kg/l = Kilogramos por litro kg/m3 = Kilogramos por metro cúbico KMW = Peso del Lodo de Control ( o para Controlar la formación) LOT = Prueba de fuga ( o de integridad ) de la Formación LCM = Material para Controlar (o Curar) Pérdidas de Circulación

LMRP = Conjunto del Conductor Submarino Inferior. LWD = Registros (del Pozo) Mientras se Perfora


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MAASP = Máxima Presión Anular Permitida en Superficie M = Miles MAMW = Máximo Peso del Lodo Permitido MD = Profundidad Medida MGS = Separador Gas/Lodo

M.I.C. = Persona Encargada (o Persona a Cargo de la Operación) MSL = Nivel Medio del Mar MW = Peso del Lodo MWD = Mediciones Durante la Perforación Nueva MAASP = MAASP con KMW NRV = Válvula Sin Retorno (Válvula de Contraflujo) NSDPP = Nueva Presión Estática en la Tubería de Perforación OBM = Lodo a Base de Petróleo OD = Diámetro Externo OIM = Gerente de Instalaciones Costa Afuera OMW = Peso Original del Lodo Pf = Presión de (los Fluidos de la) Formación Ph = Presión Hidrostática del Lodo POOH = Sacar la Tubería del Hoyo ppg = Libras por Galón E.U. – algunas veces, lb/gal PV = Viscosidad Plástica RBOP = Preventor de Reventones Rotatorio ROP = Tasa (o Rata) de Penetración ROV = Vehículo Operado a Control Remoto SCR = Velocidad Reducida de Circulación SCRmax = Tasa de Circulación cuando CLFL < SICP SCRmin = Tasa de Circulación cuando CLFL < Nueva MAASP. SCRP = Presión a Velocidad Reducida o Presión a la Tasa de Control , algunas veces abreviada como PSCR o KRP SICP = Presión de Cierre del Revestidor SIDPP = Presión de Cierre de la Tubería de Perforación SPL = Pérdida de Presión Superficial SPM = Emboladas por Minuto SWF = Flujo de Aguas Superficiales TD = Profundidad Total TDS = Sistema del TOP DRIVE (Sistema de Rotación sin Mesa


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Rotaria o, Rotación de la Sarta desde el Tope) T.I.W. = Texas Iron Works TVD = Profundidad Vertical Verdadera UBD = Perforación en Desbalance

WBM = Lodo a Base de Agua WOC = Tiempo de Fraguado del Cemento YP = Punto Cedente 1.2 Definiciones

Presión Anormal de Poro - Presión de la formación que excede o cae por debajo de la presión normal que se espera a una profundidad determinada.

Pérdida de Presión Anular - (APL) Pérdida de presión causada por el

flujo de fluido por el espacio anular. Barita - Sulfato de Bario BaSO4. Mineral pesado

que se añade al lodo de perforación para aumentar la densidad del mismo.

Reventón - Flujo incontrolado de gas, petróleo o agua

desde el pozo a la superficie.

(Ensamblaje Inferior de la Sarta) - (BHA) Sección Inferior de la sarta de perforación que incluye la barrena, estabilizadores, lastrabarrena, tubería pesada de perforación y equipo auxiliar.

Presión de Fondo del Pozo - Presión total que se genera en el fondo del

hoyo. Reversión Forzada (Bullheading) - Término que se utiliza para denominar la

operación de bombear un influjo de regreso a la formación con el BOP cerrado.

Estrato de Cobertura - Capa impermeable de roca que recubre

la roca del yacimiento, evitando la migración de los fluidos de éste último.


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Presión de Estallido del Revestidor - Presión interna que causa la ruptura o falla

de la pared del revestidor. Asiento del Revestidor - El punto más bajo de un pozo sobre el

cual se asienta un revestidor.

Densidad - Peso de una sustancia por unidad volumétrica.

Presión Diferencial - Diferencia entre la presión del fluido del

hoyo y la presión de poro. También se refiere a la oposición de fuerzas internas y externas que ejercen presión sobre un equipo.

Aumento de la Vel. de Penetración - Aumento significativo en la Tasa de

penetración de la barrena. Puede indicar que la barrena ha penetrado una zona de alta presión, avisando así sobre la posibilidad de un influjo.

Densidad Equivalente de - (ECD) Densidad efectiva a cualquier Circulación profundidad, creada por la suma de la presión hidrostática y la pérdida de presión anular. Peso del Lodo Equivalente - (EMW) Presión ejercida a una profundidad

determinada y que es convertida en densidad. (Densidad que debiera tener el lodo para ejercer una presión dada a una profundidad de interés).

Verificación del Flujo del Pozo - Observación del pozo sin circulación.

Estas revisiones se realizan para determinar si el pozo fluye, o no. Deben durar el tiempo necesario para determinar sin lugar a dudas si el pozo está estático o si fluye.


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Gradiente Geotérmico de Temp. - Tasa de incremento de la temperatura del

subsuelo con la profundidad. El promedio en la tierra es de 1º C por 33 metros (1º F por 60 pies) pero puede ser considerablemente más alto.

Glicol (Etileno) - Líquido incoloro que al mezclarse con

agua le disminuye la temperatura de congelación. Se utiliza como desecante para eliminar el agua del gas.

Presión Hidrostática - Presión ejercida en el fondo por una

columna de fluido en reposo, (Ph). Sarta Intermedia - Revestidor colocado usualmente en una

zona de transición antes de una formación presurizada anormalmente y que se utiliza para proteger las formaciones débiles, prevenir el derrumbamiento del hoyo, cubrir formaciones productivas o proveer protección contra reventones. El programa de cementación puede diseñarse para aislar las zonas de hidrocarburos o para cubrir las secciones salinas inestables.

Influjo - Entrada de petróleo, gas o agua en el

pozo. Cuando la presión de fondo es inferior a la presión de la formación, y la permeabilidad es suficientemente grande, el fluido de la formación entrará al pozo causando un “influjo”.

Conjunto de equipos para Influjos - Conjunto de válvulas de seguridad de

apertura completa, cabezal de circulación y manguera que se utiliza para circular, cuando es necesario, a presiones por encima de la presión de la barra de


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transmisión rotatoria, kelly o del Sistema de Impulso desde el Tope de la sarta, TDS.

Tiempo LAG - Tiempo de circulación de los fondos del

pozo arriba. Tiempo que le toma al lodo llegar de la barrena a la superficie, a una determinada velocidad de bombeo mientras se circula en el fondo.

Presión de Prueba de la Formación Presión de Fuga o de Integridad - Presión impuesta en la superficie

(normalmente por una bomba de bajo volumen y alta presión) en la columna de lodo y que determina la presión a la cual una formación determinada comienza a recibir o a admitir fluido.

Forro Revestidor Revestimiento Parcial - Tubular que se instala como una sarta de

revestimiento intermedia para permitir la perforación a mayor profundidad, separar las zonas productivas de otras formaciones del yacimiento o para propósitos de pruebas. Usualmente, se cementa hasta el tope del forro.

Maxima Presión Anular Permisible en Superficie (MAASP) - Presión superficial que si se excede puede

1) causar pérdidas de lodo en la formación por debajo de la zapata , o 2) causar fallas en el revestidor o en otros equipos instalados en el pozo.

Conductor Marino - Tubular hincado, instalado por lavado a

presión o cementado dentro de un hoyo pre-perforado que provee resistencia estructural en las formaciones muy blandas por debajo del lecho marino y que sirve como sistema de circulación del fluido de


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perforación así como para guiar las sartas de perforación y de revestimiento en el hoyo.

Presión Normal de la Formación - Presión de la formación que es igual a la

presión ejercida por una columna vertical de agua con una salinidad normal dentro del área geográfica.

Separador Lodo/Gas - Recipiente que opera a baja presión o a

presión atmosférica que se utiliza para separar el gas del líquido durante los retornos del pozo.

Válvula de Retención - Conocida también como válvula de

cheque o de contrapresión y que se utiliza para permitir el flujo de fluido a una sola dirección.

Sobre Balance - Valor por el cual la presión ejercida por la

cabeza hidrostática de fluido en el pozo sobrepasa la presión de la formación.

Presión de Sobrecarga - Presión generada por los fluidos y

materiales sólidos (matriz) de la tierra. Permeabilidad - Habilidad que tiene el fluido de fluir de un

medio poroso. Sarta de Producción - Tubular que se instala para separar la zona

productiva de otras formaciones del yacimiento y para propósitos de pruebas.

Porosidad - Espacios huecos de una roca. Relación

entre el volumen de sus intersticios y el volumen total de la roca.

SCRmax - Velocidad de circulación a la cual la

pérdida por fricción de la línea de


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estrangulamiento es igual a la presión de cierre del revestidor (SICP).

SCRmin - Velocidad de circulación a la cual la

pérdida por fricción en la línea de estrangulamiento es igual a la máxima presión anular permitida en superficie, (MAASP).

Gravedad Específica - Relación entre el peso del volumen de una

sustancia a una determinada temperatura y el peso de un volumen igual de agua dulce a la misma temperatura.

Unidades SI - (Système International d'Unités) Este sistema

de unidades de medida surgió de una resolución presentada en la 9ª Conferencia General de Pesos y Medidas en el año 1948. Las unidades básicas SI utilizadas en el control de pozos son el kiloPascal (kPa), para medir la presión, el metro (m), para la longitud y el kilogramo por metro cúbico (kg/m3), para medir la densidad.

Presión de Poro Sub normal - Presión de una formación, cuyo valor se

encuentra por debajo de la presión normal anticipada a una profundidad dada.

Revestidor Superficial - Tubular que se instala en la parte superior

del hoyo para proveer protección contra reventones, para sellar arenas acuíferas y para evitar pérdidas de circulación. Usualmente, se cementa hasta la superficie o por lo menos hasta la zapata del tubo conductor.

Reventón Subterráneo - Flujo incontrolado de fluidos de la

formación que entran en el hoyo por un punto y salen por otro que no es la


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superficie. Es más probable que el flujo suba por el hoyo antes de salir, pero también es posible que baje en el pozo hacia la formación receptora.

1.3 Referencias Documentos de La Compañía:

RE-EST-415-01 Acumuladores para Conjunto Submarino de BOPs RE-PR-RC-38 Instalación del Sistema Desgasificador NSD-TOP-057 Código de Colores para los bloques de ariete NSD-TOP-016 Prácticas de Simulacro de Influjos NSR-BUL-TCD-05 NSR-BUL-TCD-02 NSR-TOP-004 Frecuencia de las Pruebas del BOP NSR-016 Pruebas de Presión del BOP NSR-039 Gerencia de Calidad del BOP EUA-TOP-005 Gerencia de Calidad del BOP EMS-401-01 BOPs Tipo Ariete (Ram) EMS-400-01 Estándar de Mantenimiento - BOP anular ENG-EMB-415-01 Procedimiento para aislamiento y descarga del Acumulador ENG-EMB- 415-02 Requisitos Mínimos para el Diseño del BOP TOP-001 Procedimientos para Realizar Pruebas de Formación con

la Tubería de Perforación 710-TOP-DRL-07 Procedimientos de Control de Pozos - Flujo de Gas

durante la Perforación del Hoyo Superficial 710-TOP-DRL-025 Procedimientos de Control de Pozos 710-TOP-DRL-044 Procedimientos de control del pozo en Modo de

Posicionamiento Dinámico 710-TOP-MAR-17 Reventones. Manual de Salud, Seguridad y Medio

Ambiente

Otros Documentos:

API Spec-16C Sistemas de control y Estrangulamiento, Primera Edición


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API Spec-16D Sistemas para control de pozos en equipos de perforación, Primera Edición

API Spec-16E Diseño de Sistemas de Control - Última Edición API RP-53 Equipo y Sistemas para Prevención de Reventones

en las Operaciones de Perforación, Tercera Edición

API RP-54 Operaciones de Perforación y de Mantenimiento en pozos de petróleo y gas, Segunda Edición

API RP-59 Prácticas Recomendadas para el Control de Pozos, Edición Obsoleta

REFERENCIAS (continuación)

Bailey T. J. NPD; “Deep Water Drilling Study”, Sedco Forex 15/1/94. Bertin D., Lassus-Dessus J.; “Well Control Guidelines for Girassol”, SPE/IADC paper 52763 conference on 3/9/99. Hansen S. A., Haggen S., Alvestad J. T.; “Drilling on the Voring Plateau, the well control challenges”, IADC conference 26/8/98. Integrated Project Management; “Well Operation Policy Manual”, Policy Nr.: WCGEN007, Schlumberger, 21/02/96. Institute of Petroleum, London part 17; “Well Control During the Drilling and Testing of High Pressure Wells. John P. James, Ian M. Rezmer-Cooper, Sverre K. Sorskar: “MABOPP – A New Diagnostic for Deepwater Well Control”, SPE/IADC 52765.

Mathews J. L., Bourgoyne A. T.; “Techniques for Handling Upwards Migration of Gas Kicks in a Shut-in Well”, IADC/SPE 11376. Maus L. D., Tannich J. D., Ilfrey W. T.; “Instrumentation Requirements for Kick Detection in Deep Water”, OTC 8/5/78. National Association of Corrosion Engineers (NACE) MR 01-75, 97


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“Sulphide Stress Cracking Resisting Metallic Material for Oilfield Equipment.” Luo Y., Gibson A., Moutford C., Hibbert T., Weddle C.; “ Well Control Procedures Developed for Multilateral Wells”, Oil & Gas Journal 94:45 11/4/96.


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Revisión: 0 Apéndice 2 Tablas de Conversion

APENDICE VI.2: TABLAS DE CONVERSION


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VI.2 TABLAS DE CONVERSION

Profundidad Pies x 0,3048 a metros (m) Metros x 3,2808 a Pies (pie) Presión psi x 6,895 a KiloPascales (kPA) kPA x 0,14503 a libras por pulgada cuadrada

(lb/pg2) Kg/cm2 x 98,1 a Kilogramo por centímetro

cuadrado (kg/ cm2) psi x 0,0703 a Kilogramo por centímetro

cuadrado (kg/ cm2) Kg/ cm2 x 14,223 a libras por pulgada cuadrada

(lb/pg2) Bar x 100 a KiloPascales (kPa) Peso de lodo PPG (Libras por galón) x 119,8 a Kilogramos por metro cúbico

(Kg/ m3) PPG (Libras por galón) x 0,12 a Kilogramos por litros (Kg/l) Kg/l x 8,345 a libras por galón PPG (Libras

por galón) Kg/m3 x 0,008345 a libras por galón PPG

(Libras por galón) Gradiente de Presión psi/ft x 22,62 a KiloPascales por metro (Kpa/m) Kpa/m x 0,04421 a libras por pulgada cuadrada

por pies psi/ft


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Peso de Lodo a Gradiente de Presión PPG (libras por galón) x 0,052 a libras por pulgada cuadrada por

pies (psi/ft) SG (trazas de Gas) x 0,433 a libras por pulgadas cuadradas

por pie Lb/pie3 x 0,00694 a libras por pulgadas

cuadradas por pie Kg/ m3 x 0,000434 a libras por pulgadas

cuadradas por pie Kg /m3 x 0,00982 a KiloPascals por metros

(Kpa/m)

Volumen Galón (U.S) x 0,003785 a metros cúbicos (m3) Barril (U.S) x 0,1590 a metros cúbicos (m3) Metro cúbico x 6,2905 a Barril (U.S) (brl). Velocidad de Flujo Galones/Minuto x 0,003785 a metro cúbico por minuto

(m3/min) Barriles/Minuto x 0,159 a metro cúbico por minuto

(m3/min) Metros Cúbicos/Minuto x 264,2 a Galones por minuto (gals/min) Velocidad Anular Pies/Minuto x 0,3048 a metros por minuto (m/min) Metros/Minuto x 3,2808 a pies por minuto (pie/minuto)


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Masa Libras x 0,454 a Kilogramos (Kg) Toneladas/SHORT (2000 lbs) x 908 a Kilogramos (Kg) Kilogramos x 2,2026 a Libras (Lbs) Pesos de Tubería Libra/Pie x 1,49 a Kilogramo/Metro (kg/m) Kilogramo/Metro x 0,671 a Libra/ Pie (lb/pie)


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Revisión: 0 Apéndice 3 Formatos

APENDICE 3: Hoja de Viaje Hoja Para Forzamiento de Tubería

Arbol de Decisiones Hoja de Control de Influjos Hoja Para Control de Pozo Horizontal Registro del Control de Pozo Hoja Para Prueba de Acumuladores Hoja para Prueba de BOP’s


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Revisión: 0 Apéndice 3 Formatos

Hoja de Viajes

Columna 1: Esta es la lista de las paradas según su numeración cuando están colocadas en la torre de perforación. Registre una por una las primeras cinco paradas bajo circunstancias normales. Luego registre cada 3 a 5 paradas.

Columna 2: Anote la lectura de medición del tanque de viajes. La

diferencia en la lectura después de un incremento será la cantidad de lodo medida utilizada para llenar el hoyo para ese incremento.

Columna 3: El desplazamiento del número de paradas para un

incremento. Columna 4: Cantidad real medida del lodo utilizado para llenar el hoyo

para ese incremento. Columna 5: Suma acumulativa de números en la columna 4. Columna 6: Resultado de la resta de la columna 3 de la columna 4. Un

número negativo puede indicar que el hoyo no ha tomado suficiente lodo (posible suabeo). Un número positivo puede indicar que el hoyo tomó demasiado lodo (pérdidas).

Columna 7: Suma acumulativa de los números en la columna 6. Esta

columna le dice la cantidad total de fluido suabeado en el dentro del pozo o las pérdidas totales desde el inicio del viaje.

EQUIPO DE PERFORACION: ___________ FECHA: ______________________ POZO: ______________________ HORA: ______________________ PERFORADOR: ____________________ PROFUNDIDAD: ______________________

HOJA DE VIAJES RAZON DEL VIAJE: _____________________________________________________________________ Número de paradas a sacar antes de tener el BHA una parada por debajo de los preventores: ____________

Tick Desplazamiento: DC1 DC2 OTROS TP PESADA TP1 TP2 SACADO EN: �� Tamaño TRIPLES l/m o SENCILLOS l/parada

DOBLES x m o paradas

÷÷÷÷ 1000 = Vol. ( m3 )

PARADA

No Medidor Tanque

Llenado Hoyo (litros)

Llenado Hoyo (litros) Medido

Discrepancia Observaciones

Viaje Calculado por incremento

por Incremento

Acumulado por Incremento

Acumulado

1 2 3 4 5 6 7 8 0

Nota: Unidades y Cálculos en Sistema Métrico

PARADA

No Medidor Tanque

Llenado Hoyo (litros)

Llenado Hoyo (litros) Medido



por Incremento


Acumulado

1 2 3 4 5 6 7 8

Nota: Unidades y Cálculos en Sistema Métrico

EQUIPO DE PERFORACION: ___________ FECHA: _____________________ POZO: _____________________ HORA: _____________________ PERFORADOR: ____________________ PROFUNDIDAD: _____________________

HOJA DE VIAJES RAZON DEL VIAJE: ____________________________________________________________________ Número de paradas a sacar antes de tener el BHA una parada por debajo de los preventores: ____________

Tick Desplazamiento: DC1 DC2 OTROS TP PESADA TP1 TP2 SACADO EN: �� Tamaño TRIPLES brl/pies o SENCILLOS brl/parada

DOBLES x pie o paradas

÷÷÷÷ 1000 = Vol. ( brl )

PARADA

No Medidor Tanque

Llenado Hoyo (brls)

Llenado Hoyo (brls) Medido



por Incremento


Acumulado

1 2 3 4 5 6 7 8 0

Nota: Unidades y Cálculos en Sistema Imperial

PARADA No

Medidor Tanque

Llenado Hoyo (brls)

Llenado Hoyo (brls) Medido



por Incremento


Acumulado

1 2 3 4 5 6 7 8

Nota: Unidades y Cálculos en Sistema Imperial.


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Revision: 0 Appendix 3 Forms.

HOJA PARA FORZAMIENTO DE TUBERIA

Columna 1 Tiempo: Para cada operación realizada.

Columna 2 Operaciones: Las operaciones sugeridas serian forzamiento, purga de lodo por el estrangulador, migración del influjo, lubricación.

Columna 3 Profundidad Barrena: Profundidad de la barrena a medida que la tubería es

forzada hacia dentro del hoyo. Columna 4 Pestrangulador: Presión del estrangulador utilizada para monitorear la presión

del pozo. Columna 5 Cambios en Pestrangulador: Monitorea cambios en Pestrangulador. Signos

positivo (+) o negativos (-) preceden según aumente o disminuya el valor del Presion del estrangulador respectivamente. Si la opresión es lubricación o purga coloque cero (0) y registre los cambios de hidrostática de la purga de lodo / lubricación en la columna 6.

Columna 6 Hidrostática de purga de lodo/lubricación: Use signo negativo (-) precediendo

el valor de purga, cuando la purga de presión sea para evitar que la Pestrangulador exceda la Presión Máxima Permisible del Revestidor. Use signo positivo (+) precediendo el valor de purga, cuando purgue para lubricar. Coloque N/A, cuando la purga sea para compensar el forzamiento de tubería.

Columna 7 Sobrebalanceado: Suma de los valores acumulativos desde el ultimo valor de

sobrebalanceado hasta el cambio en Pestrangulador (columna 5) o hidrostática de purga de lodo (columna 6), cualquiera que sea el caso.

Columna 8 Tuberías forzadas: Cuanta tubería fue forzada dentro el pozo, calcule en

barriles. Discrepancia entre los valores de la columna 8 y 9 deben ser analizados. Note que el procedimiento recomendado es forzar longitudes de paradas completas.

Columna 9 Volumen de lodo purgado/lubricado: Volumen purgado en una sola

operación, si el influjo se dejo migrar escriba cero (0). Cuando el influjo este en superficie, detenga el proceso de purga, debido a que la disminución en la presión de fondo puede conllevar a otro influjo. Ahora continúe con el procedimiento de volumen estático descrito en las secciones II.2.3.3.

Columna 10 Volumen Total de Lodo: Valor acumulativo del volumen purgado de cada

operación, traído de anteriores operaciones y de la columna 9.

Note: Una vez completados los procedimientos de forzamiento de tubería, debe seguirse con los procedimiento de control de pozo.

HOJA PARA FORZAMIENTO DE TUBERIA Pozo No. Taladro Fecha Hora : Hoja ______ de _______. TVD Pozo: pie Peso del Lodo en Pozo ppg Peso Lodo Lubricación ppg Profundidad Inicia Barrena ft Presión Máxima Permisible Revestidor: psi. Datos de Forzamiento

(Capacidad Tubería + Desplazamiento tuberia) x Longitud de Parada = Brls 1)Volumen de lodo desplazado = (

brl/pie +

brl/pie ) x

pie =

. brls

2) Volumen de lodo desplazado = ( brl/pie + brl/pie ) x pie = . brls Pestrangulador(SICP + Psaf + Pstep)= psi + psi + psi = . psi. Datos Control Volumétrico

Presión Hidrostática(PSI)/BrL = MW x0.052/ Ca ( ppg) x (0.052) / ( brl/pie) ( psi/brl) Incremento Max. Presión Superficial del revestidor = psi

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tiempo Operación Profundida

Barrena

Pestrangulador

Cambios en

Pestrangulador +/-

Hidrostática de lodo

purgado / lubricado.

+/-

Sobre balance

+/- Tubería Forzada

Volumen de lodo

purgado / lubricado

+/-

Volumen Total de

Lodo (Actual)

(h:min) (pies) (psi) (psi) (psi) (psi) (brl) (brl) (brl)

(+) Aumento (-) Disminución (0) si Purga/ Lubricación

(-) Purga (+) Lubricación N/A Purga por compensación de tubería

(+) Sobrebalanceado (-) Bajobalanceado

(+) Purga (-) Lubricación

RECUERDE: es mejor cerrar el pozo que dudar cuando las condiciones requieran el cierre.

PROCEDIMIENTOS PARA CONTROL DEL POZO Cuando la instrucción dada es cerrar el pozo

MIENTRAS SE PERFORA

SI

- Se incrementa la velocidad de perforación - Aumentan o Disminuyen los

retornos de lodo - Incremento en el nivel de

los tanques de lodo −

Cambio en la velocidad de la bomba o en la presión

−

Detener la perforación −

Si perfora con cuadrante, levantar el mismo por encima de la mesa de rotación (si el tiempo lo permite)

−

Detener las bombas − Verificar el flujo

Pozo Estático Perdidas de flujo Pozo Fluyendo

−

Notificar a la persona encargada

−

Continuar perforando cuidadosamente

−


−

Bombear fluido a velocidad de flujo reducido para mantener columna hidrostática

−

Bombear el fluido más ligero disponible y registrar volumen bombeado

−

Cerrar el preventor anular −

Abrir las válvulas operadas remotamente o válvulas a prueba de fallas

−


−

Verificar el espaciado y cerrar los arietes

−

Colgar la sarta en unidades flotantes

−

Purgar la presión entre los arietes y el preventor anular

−

Registrar las presiones de cierre y la ganancia de lodo en los tanques.

RECUERDE: es mejor cerrar el pozo que dudar cuando las condiciones requieran el cierre.

PROCEDIMIENTOS PARA CONTROL DEL POZO Cuando la instrucción dada es cerrar el pozo

Durante un Viaje

SI

El volumen de lodo desplazado no es igual al

desplazamiento de la tubería

−

Detener el viaje −

Instalar válvula de seguridad de apertura total

−

Chequear si el pozo fluye

Pozo Fluyendo

Perdidas de Fluido

Pozo Estable

−

Ajustar válvula de seguridad −

Cerrar válvula de seguridad −

Cerrar anular −

Abrir válvula a prueba de fallas o válvula operada remotamente

−


−

Conectar cuadrante o cabeza giratoria (TDS)

−

Abrir válvula de seguridad −

Registrar las presiones y la ganancia de lodo en los tanques.

−

Evaluar la situación −

Determinar si introducir a presión la tubería o realizar un control fuera del fondo

−


−

Mantener el pozo lleno a través del bombee en el espacio anular el fluido más liviano disponible y registrar los volúmenes bombeados

−

Instalar preventor interno −

Introducir tubería hasta el fondo

−

Circular a tasa de flujo reducida fin de mantener la circulación

−

Rotar lentamente −

Esperar por ordenes −

Estar preparado para cerrar el pozo

−


−

Introducir tubería en el pozo

−

Mantener el pozo lleno −

Circular de acuerdo con las instrucciones

−

Detener el bombeo −

Instalar preventor interno −


−

Introducir la tubería tan profundo como sea posible, bombear a través del cuadrante o cabeza rotatoria según lo necesite

−

Bombear en el espacio anular el fluido más liviano disponible y registrar los volúmenes bombeados

−

Rotar lentamente y circular−

Esperar por ordenes −

Estar preparado para cerrar el pozo

Flujo de bombeo reducido a través del anular

Si No Hay Retornos (Perdidas Totales)

Si Hay Retornos (Perdidas Parciales)

SI

Mientras se Perfora

El Pozo comienza a

fluir

−

No detener el bombeo −

Abrir la línea de desviar / cerrar el desviador

−

Aumentar la velocidad de bombeo

−

Cambiar a lodo pesado −

Sonar la alarma −

Continuar bombeando mientras el pozo siga fluyendo

Preventor en Superficie

Durante un Viaje

−

Detener el viaje y colocar las cuñas

−


−


−

Comenzar a bombear a máxima velocidad

−


Sonar la alarma −


SI

El Pozo comienza a

fluir

Procedimientos de control de pozo Cuando la instrucción dada es desviar el pozo

SI

Mientras se Perfora

El Pozo comienza a

fluir

−

No detener el bombeo −


−

Aumentar la velocidad de bombeo

−

Desconectar el pin del conector o abrir la válvula de descarga / aumentar la presión del sello en la junta telescópica si es pertinente

−


Sonar la alarma −


Preventores Submarinos

Durante un Viaje

−

Detener el viaje y coloar las cuñas

−


−


−

Comenzar a bombear a máxima velocidad

−


Sonar la alarma −


SI

El Pozo comienza a

fluir

Procedimientos de Control de Pozo Cuando la instrucción dada es desviar el pozo

PLANILLA NO. 541 SUPERFICIE/ UNIDADES S.I. (REVISADO MAR,1990)

TALADRO

HOJA PARA CONTROL DE ARREMETIDA DEL POZO

PREPARADO POR

No. DE POZO (CON PREVENTORES DE SUPERFICIE)

FECHA

A DATOS PRE-REGISTRADOS: HORA DE ARREMETIDA D CALCULE: PESO LODO CONTROL: 1 SIDPP ÷ Profundidad (TVD) x 0.102 = ( ) ÷ ( ) x 0.102 =

PROFUNDIDAD MEDIDA mPROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA m 2 PESO LODO ORIGINAL =

ÚLTIMA PROFUNDIDAD DE REVESTIMIENTO DE ZAPATA mÚLTIMA PROFUNDIDAD VERDADERA DEL REVESTIMIENTO DE ZAPATA m 3 PESO LODO CONTROL (1 + 2) =

MÁXIMA PRESIÓN ANULAR PERMISIBLE EN LA SUPERFICIE kPa

DESEMPEÑO DE LA BOMBA / TASAS DE BOMBEO LENTO: E CALCULAR: PRESION FINAL DE CIRCULACION: BOMBA 1 EPM kPa l/EMB

PREION DE BOMBEO LENTO X PESO LODO CONTROL

= PRESION FINAL DE CIRCEPM kPa PESO LODO ORIGINAL EPM kPa

BOMBA 2 EPM kPa l/EMBEPM kPa ( ) X ( ) =(EPM kPa (

B DATOS DE LA ARREMETIDA: F CALCULAR: CAPACIDADES Y VOLÚMENES PRESION DE CIERRE DE TUBERIA kPa 1 CAPACIDAD DE SARTA DE PERFORACIÓN PRSION DE CIERRE DE REVESTIDOR kPaINCREMENTO DE VOLUMEN DE LOS TANQUES m3 2 VOLUMEN ANULAR DE HOYO ABIERTO

C CALCULAR: PRESION INICIAL DE CORCULACION: 3 VOLUMEN ANULAR DEL REVESTIDOR

1. TASA DE BOMBEO LENTA A EPM = kPa 4 VOLUMEN ACTIVO EN LA SUPERFICIE 2. PRESION DE CIERRE DE TUBERIA = kPa3. PRESION INICAL DE CIRCULACION (1 + 2) = kPa 5 VOLUMEN TOTAL ACTIVO DEL SISTEMA

(1 + 2 + 3 + 4) NOTA: m 3 X 1000 = 1 G CALCULATE: PUMPING TIME AND STROKES

1 TIEMPO DE VIAJE DE LA SUPERFICIA A LA BARRENA = EMB ÷ EPM =

GRAFICO DE TUBERIA DE PERFORACION – TIEMPO DE SUPERFICIE A BARRENA: A. INTRODUCIR PRESIÓN DE CIRCULACIÓN INICIAL A LA IZQUIERDA DEL GRÁFICO B. INTRODUCIR PRESIÓN DE CIRCULACIÓN FINAL A LA DERECHA DEL GRÁFICO. C. CONECTAR LOS PUNTOS CON UNA LÍNEA DERECHA. D. EN LOS ESPACIOS EN EL FONDO DEL GRÁFICO, ESCRIBA LA SIGUIENTE INFORMACIÓN: A) TIEMPO, SUPERFICIE A BARRENA, (B) EMBOLADAS SUPERFICIE BARRENA Y (C) PRESIONES.

) )

Kg/l

Kg/l

Kg/l

CAPACIDAD DE SARTA = l =DESEMPEÑO DE LA BOMBA l/EMB

MIN

kPa

0 0 010 10 10

TIEMPO ACTUAL DE COMIENZO HRS.

A. TIEMPO 0

B. EMBOLADAS 0

C. PRESION

2 TIEMPO DE VIAJE DE BARRENA A ZAPATA = VOLUMEN ANULAR HOYO ABIERTO = l = EMBO ÷ EPM = MINUTOSRENDIMIENTO DE LA BOMBA l/EMB

3 TIEMPO DE VIAJE DE ZAPATA A PREVENTOR = VOLUMEN ANULAR DEL REVESTIDOR = l = EMBO ÷ EPM = MINUTOSRENDIMIENTO DE LA BOMBA l/EMB

4 PARA CIRCULAR FONDO ARRIBA (LINEA 2 + LINEA 3) EMBOLADAS MINUT0S

5 PARA MATAR EL POZO (LINEA 1 + LINEA 4) TOTAL STKS TOT. MINUTOS

PRE

SIO

N IN

ICIA

L D

E C

IRC

ULA

CIO

N PRE

SION

FINAL D

E CIRC

ULAC

ION

HOJA DE DATOS PRE REGISTRADOS – PREVENTOR DE SUPERFICIE

1. BOMBA: Embolada Camisa : . pulg. Tamaño Camisa : . pulg. Vol/Embolada : . brl/embol

2. BARRENA:

D.E: .pulg. 3. REVESTIDOR:

GradO: . D.E.: .pulg Peso: .lb/pies. Largo: .pies.

4. PRUEBA ZAPATA REVESTIDOR:

Pres.en superficie: .psi TVD. De la Zapata: .pies. Prueba Lodo: .ppg.

5. PROFUNDIDA VERTICAL VERDADERA

.pies. 6. PROFUNDIDAD MEDIDA:

.pies. 7. TUBERIA DE PERFORACION:

1) Grado: . D.E.: . pulg. Capacidad.: . brl/pies. Vol. Anular en hoyo Abierto: .brl/pies. Vol. Anular en Revestidor: .brl/pies. Largo Total: .pies 2) Grado: . D.E.: . pulg. Capacidad.: . brl/pies Vol. Anular en hoyo Abierto: .brl/pies. Vol. Anular en Revestidor: .brl/pies. Largo Total: .pies

8. LASTRABARRENAS:

D.E.: . pulg. D.I.: . pulg. Capacidad.: . brl/pies Vol. Anular en hoyo Abierto:

.brl/pies. Largo : .pies.

9. Propiedades Lodo: Peso: .lpg. 10. GANANCIA TANQUES: .brls 11. CAPACIDAD TUBERIA DE PERFORACION:

1) __ __ pies x _ __ brl/pies = _ _ __ brls. 2) __ __ pies x __ __ brl/pies = _ _ __ brls.

12. CAPACIDAD LASTRABARRENAS:

3) __ __ pies x __ __ brls/pies = _ _ __ brls 13. CAPACIDAD SARTA PERFORACION (11+12) = __bbls 14. ANULARS LASTRABARRENAS:

4) __ __ pies x __ __ brls/pies = _ _ __ brls 15. ANULAR TUBERIA DE PERFORACION HOYO ABIERTO:

1) __ __ pies x _ __ brls/pies = _ _ __ brls. 2) __ __ pies x __ __ brls/pies = _ _ __ brls.

16. VOL. ANULAR HOYO ABIERTO (14+15) = _ __ bbls 17. ANULAR TUBERIA PERFORACION EN REVESTIDOR:

1) __ __ pies x _ __ brbls/pies = _ _ __ brls. 2) __ __ pies x __ __ brls/pies = _ _ __ brls.

18. TOT. VOL. EN ANULAR (16+17) = _ _ brls: 19. TOTAL CAPACIDAD TUBERIA PERFORACION Y VOL ANULAR

(13+18) = _ _ brls:

20. VOLUMEN ACTIVO EN SUPERFICIE = _ _ brls: 21. TOTAL VOL SISTEMA ACTIVO (19+20) = _ _ brls:

Bomba Lodo

S I D P P

S I C P

GANANCIA TANQUES

PLANILLA NO. 541 SUPERFICIE/ UNIDADES S.I. (REVISADO MAR,1990)

TALADRO

HOJA PARA CONTROL DE ARREMETIDA DEL POZO

PREPARADO POR

No. DE POZO (CON PREVENTORES DE SUPERFICIE)

FECHA

A DATOS PRE-REGISTRADOS: HORA DE ARREMETIDA D CALCULE: PESO LODO CONTROL: 1 SIDPP ÷ Profundidad (TVD) ÷ 0.052 = ( ) ÷ ( ) ÷ 0.052 =

PROFUNDIDAD MEDIDA piesPROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA pies 2 PESO LODO ORIGINAL =

ÚLTIMA PROFUNDIDAD DE REVESTIMIENTO DE ZAPATA piesÚLTIMA PROFUNDIDAD VERDADERA DEL REVESTIMIENTO DE ZAPATA pies 3 PESO LODO CONTROL (1 + 2) =

MÁXIMA PRESIÓN ANULAR PERMISIBLE EN LA SUPERFICIE psi

DESEMPEÑO DE LA BOMBA / TASAS DE BOMBEO LENTO: E CALCULAR: PRESION FINAL DE CIRCULACION: BOMBA 1 EPM psi brl/EMB

PREION DE BOMBEO LENTO X PESO LODO CONTROL

= PRESION FINAL DE CIRCEPM psi PESO LODO ORIGINAL EPM psi

BOMBA 2 EPM psi brl/EMBEPM psi ( ) X ( ) =(EPM psi (

B DATOS DE LA ARREMETIDA: F CALCULAR: CAPACIDADES Y VOLÚMENES PRESION DE CIERRE DE TUBERIA psi 1 CAPACIDAD DE SARTA DE PERFORACIÓN PRSION DE CIERRE DE REVESTIDOR psiINCREMENTO DE VOLUMEN DE LOS TANQUES brls 2 VOLUMEN ANULAR DE HOYO ABIERTO

C CALCULAR: PRESION INICIAL DE CORCULACION: 3 VOLUMEN ANULAR DEL REVESTIDOR

1. TASA DE BOMBEO LENTA A EPM = psi 4 VOLUMEN ACTIVO EN LA SUPERFICIE 2. PRESION DE CIERRE DE TUBERIA = psi3. PRESION INICAL DE CIRCULACION (1 + 2) = psi 5 VOLUMEN TOTAL ACTIVO DEL SISTEMA

(1 + 2 + 3 + 4) G CALCULATE: PUMPING TIME AND STROKES

1 TIEMPO DE VIAJE DE LA SUPERFICIA A LA BARRENA = EMB ÷ EPM =

GRAFICO DE TUBERIA DE PERFORACION – TIEMPO DE SUPERFICIE A BARRENA: A. INTRODUCIR PRESIÓN DE CIRCULACIÓN INICIAL A LA IZQUIERDA DEL GRÁFICO B. INTRODUCIR PRESIÓN DE CIRCULACIÓN FINAL A LA DERECHA DEL GRÁFICO. C. CONECTAR LOS PUNTOS CON UNA LÍNEA DERECHA. D. EN LOS ESPACIOS EN EL FONDO DEL GRÁFICO, ESCRIBA LA SIGUIENTE INFORMACIÓN: A) TIEMPO, SUPERFICIE A BARRENA, (B) EMBOLADAS SUPERFICIE BARRENA Y (C) PRESIONES.

) )

ppg

ppg

ppg

CAPACIDAD DE SARTA = brl =DESEMPEÑO DE LA BOMBA brl/EMB

MIN

psi

brl

brl

brl

brl

brl

TIEMPO ACTUAL DE COMIENZO HRS.

A. TIEMPO 0

B. EMBOLADAS 0

C. PRESION

2 TIEMPO DE VIAJE DE BARRENA A ZAPATA = VOLUMEN ANULAR HOYO ABIERTO = brl = EMBO ÷ EPM = MINUTOSRENDIMIENTO DE LA BOMBA brl/EMB

3 TIEMPO DE VIAJE DE ZAPATA A PREVENTOR = VOLUMEN ANULAR DEL REVESTIDOR = brl = EMBO ÷ EPM = MINUTOSRENDIMIENTO DE LA BOMBA brl/EMB

4 PARA CIRCULAR FONDO ARRIBA (LINEA 2 + LINEA 3) EMBOLADAS MINUT0S

5 PARA MATAR EL POZO (LINEA 1 + LINEA 4) TOTAL STKS TOT. MINUTOS

PRE

S ION

FIN

AL D

E CIR

CU

LACIO

N

Pre

sion

Inic

ial d

e C

ircul

acio

n

Hoja Para Control de Pozos Horizontales (Extensión Horizontal)

Complete la hoja de control de pozos estándar hasta la sección G1. Luego llene esta hoja, la cual le permitirá elaborar la gráfica de presión de bombeo. Usted debera transferir la siguiente información a la hoja de control de pozo (que esta continuación).

Profundida Medida = _________________ pies Profundidad vertical verdadera = _________________ pies Presión de Regimen de Circulación = _________________ psi SIDPP = _________________ psi Presion de Circulación Final = _________________ psi Emboladas hasta la Barrena = _________________ emboladas

El incremento de presión puede calcularse como sigue: Incremento de Presión = F.C.P. - S.C.R.P. = _______________ psi Divida el pozo en diez secciones de profundidad medida, asegúrese de describir adecuadamente la geometría del pozo, y coloque los valores en la línea A de la tabla encuentra abajo. A continuación proceda con los cálculos, línea por línea, hasta completar completamente la tabla. Una ves que la tabla este llena utilice los valores de la misma para elaborar la gráfica de presión versus emboladas. El resto de la hoja de control es llenada como se llena una hoja de control normal.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 A MD 0 B Relación MD Linea A ÷ Profundidad Medida 0 C Emboladas Emboladas hasta Barrena X Línea B D Presión Dinámica SCRP + (Inc Presión x Línea B) E TVD a MD en Línea A 0 F Relacion TVD Línea E ÷ Profundidad Vertical Verdadera 0 G Presión Estática SIDPP - (SIDPP x Línea F) H Presión de Circulación Línea D + Línea G

REGISTRO DE CONTROL DE POZOS TALADRO FECHA PAIS /AREA T.V.D. El POZO FLUYÓ: OPERADOR MD � PERFORANDO POZO ULTIMO TAMAÑO REVESTIDOR � EN OPER. DE PESCA PROFUNDIDAD DEL AGUA PROF ULTIMO REVESTIDOR � HACIENDO UN VIAJE OD COND. SUBMARINO “/ pies GRADO REVESTIDOR PESO/PIES � TOMANDO REGISTROS TAMAÑO/CAPACIDAD PREVENTOR PRUEBA DE FUGA (PPG) � CORR. REVESTIDOR PESO DE LODO. BRLS GANADOS � EXTRACCION NUCLEOS TIPO DE LODO OSCILACION VERTICAL � OTROS PTO CEDENTE. VIS. PLASTICA A. DESCRIBA LAS OPERACIONES Y ACCIONES TOMADAS HASTA QUE EL POZO FUÉ CERRADO:

B. POZO CERRADO CON P.S.I. EN T.P Y P.S.I. EN REVESTIDOR A HRS

TIEMPO PERMITIDO PARA LA ESTABILIZACION DE LAS PRESIONES PLANILLA NO. 384

REGISTRO DE CONTROL DE POZO C. DESCRIBA OPERACION DE CONTROL PRESION, BRLS, TIEMPO, ETC.

TIEMPO

EMBOLADAS

PTP

CP

CAMBIO DE VOL. DE HOYOS

BBLS OBSERVACIONES

REGISTRO DE CONTROL DE POZO

D. GENERAL 1. CUALQUIER FALLA DE LOS EQUIPOS (AVERIAS) 2. ANEXAR PAGINAS ADICIONALES, DE SER NECESARIO 3. ANEXAR HOJA DE ARREMETIDA UTILIZADA PARA EL CONTROL DEL POZO. 4. ANOTAR CUALQUIER DESVIACION DE LA POLITICA DE CONTROL DE POZO . 5. COMENTARIOS Y RECOMENDACIONES GENERALES. E. EL SIGUIENTE PERSONAL ESTABA INVOLUCRADO EN ESTA OPERACION DE CONTROL Y SU

RESPONSABILIDAD FUE: NOMBRE RESPONSABILIDAD REP. COMP. PETROLERA SUPR. DEL TALADRO ASIST. SUPR. DEL TALADRO PERFORADOR PERFORADOR INGENIERO SUBMARINO INGENIERO DE GABARRA ASIST/PERFORADOR ASIST/PERFORADOR COPIA BLANCA : GERENTE DE DISTRICTO COPIA AZUL : GERENTE DE REGION COPIA ROSADA : CENTRO DE ENTRENAMIENTO REGIONAL COPIA AMARILLA : ARCHIVO DEL TALADRO

PLANILLA PARA PRUEBA DE FUNCIONAMIENTO DE ACUMULADORES NOMBRE DEL TALADRO:_____ FECHA:______________ POR: _________________ Conector: Azul Estación: __________ Conector: Amarillo Station: __________ Cerrado Abierto Cerrado Abierto Funcion Tiempo, seg. Vol., gal Tiempo, seg. Vol., gal Tiempo, seg. Vol., gal Tiempo, seg. Vol., gal Anular Super _______ Anular Infer. _______ (BSR) _______ Ariete Tubería Sup _______ Ariete Tubería Int _______ Ariete Tubería Inf _______ V.Sup Exter L Control _______ V.Sup Int. L Control _______ V.Inf Ext.L Control _______ V.Inf Int. L Control _______ V.Sup Ext L Estrang _______ V.Sup Int. L Estrang _______ V.Inf Ext. L Estrang _______ V. Inf Int. L Estrangu _______ Conector Cabeza de Pozo _______ Conector LMRP. _______ __________ _______ Fue el sistema de acumuladores capaz de hacer funcionar los arietes y anular dentro de los limites apropiados? Cada ariete del preventor en menos de 45seg _ si ______ No Cada anular del preventor en menos de 60seg _ si ______ No En caso afirmativo, el sistema esta funcionando correctamente. Si la respuesta es NO, el sistema requiere de mantenimiento o ser reparado. Nota: El tiempo de operación y cerrado debe ser medido desde el momento que la función es activada hasta el momento que el contador de contra presión retorna a su presión de operación total.

PLANILLA PARA PRUEBA DE CIERRE CON ACUMULADORES SUBMARINOS

Nombre del Taladro: ________________ Fecha: _________________ Por: ___________________ Valores de la Bomba

Funciones Tiempo cerrado,

seg Volumen

Requerido, gal Presión

Remanente, psi Tiempo

Abertura, seg Volumen


Remanente, psi Tiempo

cerrado, seg Volumen


Remanente, psi

Ariete Inf Tubería Ariete Int Tubería Ariete Sup Tubería NO UTI LIZAR

Arietes corte/ciego* NO UTI LIZAR Anular Inferior

** NO UTI LIZAR Valores de la Bomba

Funciones Tiempo

Abertura, seg

Volumen Requerido, gal

Presión Remanente, psi

Tiempo cerrado, seg

Volumen Requerido, gal

Presión Remanente, psi

Valv. Sup. Interna en el Estrangulador

Válvula Sup Ext. en el Estrangulador

Válv. Inferior Interna en el Estrangulador

Válvula Inf. Externa en el Estrangulador

Válvula Sup. Interna en la Línea de Control

Válv. Superior Externa en la Línea de Control

Válvula Inferior Interna en la Línea de Control

Válvula Inferior Externa en la Línea de Control

* Si hay tubería dentro del pozo sustituya el funcionamiento de los arietes ciegos por funcionamiento de arietes superiores por segunda vez. ** Línea extra para diferente configuración. Valores de la Bomba Bomba eléctrica encendida a ______ psi; apagada a ______ psi. Bombas de aire encendidas a _____ psi; apagadas a _____ psi. Bomba de Carga: ___________ minutos en cargar la el sistema desde operación de trabajo mínima a presión máxima de trabajo del acumulador (15 minutos según especificaciones API. RP53, 13.4.1 y 14.3.1 respectivamente). Presion Inicial del Acumulador: __________ psi. Pre-carga Acumulador en Superficie: __________ psi. Pre-carga Acumulador Submarino: ________ psi. PRESION ACUMULADOR: Es la presión final igual o mayor a 1380 kPa (200 psi) por encima de la presión de pre-carga? ____ Si _____ No

PLANILLA PARA PRUEBA DE CIERRE CON ACUMULADORES DE SUPERFICIE

Nombre del Taladro: ________________ Fecha: _________________ Por: ___________________ Valores de la Bomba Bomba eléctrica encendida a ______ psi; apagada a ______ psi. Bombas de aire encendidas a _____ psi; apagadas a _____ psi. Bomba de Carga: ___________ minutos en cerrar anular en la tuberia mas pequeña (2 minutos según especificaciones API. RP53, 12.4.1). Presión Inicial Acumulador: __________ psi. Presion de pre-carga en Acumulador de Superficie: __________ psi. PRUEBA DE CIERRE DE ACUMULADORES

Valores funcionamiento Bomba

Tiempo cerrado,

seg

Volumen Requerido,

gal

Presión Remanente,

psi

Tiempo Abertura, seg

Volumen Requerido,

gal

Presión Remanente,

psi

Tiempo cerrado,

seg

Volumen Requerido,

gal

Presión Remanente,

psi

Tiempo Abertura, seg

Volumen Requerido,

gal

Presión Remanente,

psi Ariete Tubería Inf

Ariete Tubería Int ** Ariete Tubería Sup Ariete Ciego/Corte*

Anular Válvula HCR ***

*Si hay tubería dentro del pozo sustituya el funcionamiento de los arietes ciegos por funcionamiento de arietes superiores por segunda vez.. **si es aplicable ***Funcionamiento HCR deben de ser opuestos a los arietes y anular. PRESION DEL ACUMULADOR Es la presión final igual o mayor a 200 psi (1.38 MPa) sobre la presión de pre-carga? ____ SI _____ No TIEMPO DE CIERRE Los tiempos de cierre deben registrarse durante cada prueba para ser usados como un indicadores de posibles problemas que podrían ocurrir en pruebas subsiguientes. El tiempo del simulacro no puede usarse para determinar los tiempos del cierre reales durante los funcionamientos normales debido a la presión reducida de operación que el sistema tiene después de la primera y de todas las subsiguientes funciones ocurridas. Fue el sistema de acumuladores capaz de hacer funcionar los arietes y anular dentro de los limites apropiados? Cada Ariete del Preventor en menos de 30 seg _____ SI _____ No Cada Anular del Preventor en menos de 30 seg para<18 ¾ “ y 45 seg para 18 ¾” y mayores _____ SI _____ No En caso afirmativo, el sistema esta funcionando correctamente. Si la respuesta es NO, el sistema requiere de mantenimiento o ser reparado. Nota: El tiempo de operación y cerrado debe ser medido desde el momento que la función es activada hasta el momento que el contador de contra presión retorna a su presión de operación total.

HOJA PARA PRUEBA DE BOP’S TALADRO: ____________________ FECHA: ___________________ POZO: ____________________ HORA : ___________________ PERFORADOR: _______________ PROFUNDIDAD:_____________ Ultimo revestidor tamaño / P. de Estallido: ___________ Tipo Cabeza de Pozo:________ Distancia del Buje Rotatorio a Nivel del agua _________ / Profundidad agua: _________ Distancia Buje rotatorio a Cabezal del pozo:_________________ Fluido de Prueba: ______________________ Fecha ultima prueba BOP:_________________ Tipo de prueba ____ Inicial: ________ Bisemanal: _______Por Cambio de ariete: _______

Elemento que se Prueba Minutos de Prueba Presión de Prueba

Baja / Alta Observaciones

Anular Superior

Anular Inferior

Ariete ciego / corte

Ariete Tubería Sup

Ariete Tub. Variable

Ariete Tubería Inf

V. Sup. Ext. L Contr.

V. Sup. Int. L. Contr.

V. Inf. Ext. L Control

V. Inf. Int. L. Control

V. Ext. del Estrang.

V. Interna Estrangul. Múltiple de Estrangulación Valv. Super Junta Rotaria

Valv. Inf Junta Rotaria

Válvula de Seguridad

Preventor Interno

Mangera Junta Rotaria Válvulas en Múltiple del Tubo Vertical

SISTEMA DE CONTROL

Master Remoto 1 Remoto 2 Azul Amarillo Panel usado para esta prueba

Panel usado ultima prueba Banco usado en esta prueba

Prueba de funcionamiento del banco

Presión de Cierre Hidráulica


Ref.: HQS-PO-OPT-01

Página: 1

Edición: 08/21/2001

Revisión: 0 Apéndice 4 Fórmulas para Control de Pozos.

APENDICE 4: FORMULAS PARA CONTROL DE POZOS

Las fórmulas en este apéndice proporcionan una estimación teórica. Los valores reales pueden diferir dependiendo de las situaciones individuales.


Ref.: HQS-PO-OPT-01

Página: 2

Edición: 08/21/2001


Unidades SI:

Presión Hidrostática Ph Ph = MW ÷ 102 x TVD (kPa) (kg/m3) (m) Gradiente de Presión Gm Gm = MW ÷ 102 (kPa/m) (kg/m3) Presión en el Fondo del Hoyo BHP Caso general (cualquier unidad): BHP = Ph(DS) + PTP - PPerdidas (DS) BHP = Ph(An) + PAn + PPerdidas (An)

Aplicación : Cierre de Pozo: BHP = Ph(DS) + SIDPP BHP = Ph(An) + SICP

Aplicación : Circulación: BHP = Ph(DS) + PTP - PPerdidas (DS) BHP = Ph(An) + APL PTP = Pperdidas (DS) + APL

Densidad Equivalente por Circulación, ECD ECD = MW + [APL x 102 ÷ TVD] (kg/m3) (kg/m3) (kPa) (m) Aplicación : Control de Pozo (a SCR): BHP = Ph(DS) + PTP - SCRP BHP = Ph(An) + PAn (Superficie) BHP = Ph(An) + PAn + CLFL (Submarina)

(asumiendo APL despreciable)

Peso de Lodo Equivalente (de la prueba de formación, LOT) EMW = MWLOT + [LOT x 102 ÷ TVDZapata] (kg/m3) (kg/m3) (kPa) (m) Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie MAASP = (EMW - MW) ÷ 102 x TVDZapata (kPa) (kg/m3) (kg/m3) (m) MAASP = LOT - [(MW – MWLOT) ÷ 102 x TVDZapata] (kPa) (kPa) (kg/m3) (kg/m3) (m) Peso del Lodo de Control KMW = [SIDPP x 102 ÷ TVD] + OMW (kg/m3) (kPa) (m) (kg/m3) Presión de Circulación Inicial (cualquier unidad) ICP = SIDPP + SCRP Presión Final de Circulación (cualquier unidad) FCP = SCRP x KMW ÷ OMW Densidad del Influjo Estimada dinf dinf = MW - [(SICP - SIDPP) x 102 ÷ hi ]

con hi = Ganancia Tanques (m3) ÷ Vol. Anular (m3/m) (kg/m3) (kg/m3) ((kPa) (kPa) (m) Tolerancia de Influjos (hi : altura supuesta del influjo KT = [MAASP - ((MW- dinf )÷ 102 x hi)] x 102 ÷ TVD calculada del Volumen supuesto del influjo ) (kg/m3) ((kPa) (kg/m3) (m) (m) Peso de la Barita requerido para aumentar peso del Lodo WBar = VOL Act x 42 x (KMW - OMW)

(peso del Lodo en kg/m3) (kN) (m3) (4200 - KMW) Ley de Boyle : P x V = Constante P2 = P1 x V1 ÷ V2 Presión1 x Volumen1= Presión2 x Volumen2 V2 = V1 x P1 ÷ P2

Perdidas de Presión (cualquier unidad) PPerdidas2 = PPerdidas1 x (Nuevo EPM)2 ÷ (Viejo EPM)2 PPerdidas2 = PPerdidas1 x (Nuevo MW) ÷ (Viejo MW)


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Unidades Métricas:

Presión Hidrostática Ph Ph = MW ÷ 10 x TVD (kg/cm2) (kg/l) (m) Gradiente de Presión Gm Gm = MW ÷ 10 (kg/cm2/m) (kg/l) Presión en el Fondo del Hoyo BHP Caso general (cualquier unidad): BHP = Ph(DS) + PTP - PPerdidas (DS) BHP = Ph(An) + PAn + PPerdidas (An)

Aplicación : Cierre del Pozo: BHP = Ph(DS) + SIDPP BHP = Ph(An) + SICP

Aplicación : Circulación: BHP = Ph(DS) + PTP - PPerdidas (DS) BHP = Ph(An) + APL PTP = PPerdidas (DS) + APL

Densidad Equivalente por Circulación, ECD ECD = MW + [APL x 10 ÷ TVD] (kg/l) (kg/l) (kg/ cm2) (m) Aplicación : Control de Pozo (a SCR): BHP = Ph(DS) + PTP - SCRP BHP = Ph(An) + Pan (Superficie) BHP = Ph(An) + Pan + CLFL (Submarina)

(asuminedo APL despreciable)

Peso de Lodo Equivalente EMW = MWLOT + [LOT x 10 ÷ TVDZapata] (kg/l) (kg/l) (kg/ cm2) (m) Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie MAASP = (EMW - MW) ÷ 10 x TVDZapata (kg/ cm2) (kg/l) (kg/l) (m) MAASP = LOT - [(MW - MWLOT) ÷ 10 x TVDZapata] (kg/ cm2) (kg/ cm2) (kg/l) (kg/l) (m) Peso del Lodo de Control KMW = [SIDPP x 10 ÷ TVD] + OMW (kg/l) (kg/cm2) (m) (kg/l) Presión Inicial de Circulación (cualquier unidad) ICP = SIDPP + SCRP Presión Final de Circulación (cualquier unidad) FCP = SCRP x KMW ÷ OMW Densidad del Influjo Estimadad dinf dinf = MW - [(SICP - SIDPP) x 10 ÷ hi ] con hi = Ganancia Tanques (litros) ÷ Vol. Anular (L/m) (kg/l) (kg/l) (kg/cm2) (kg/cm2) (m) Tolerancia del Influjo (hi : altura supuesta del influjo KT = [MAASP – ((MW- dinf )÷ 10 x hi)] x 10 ÷ TVD calculada del Volumen supuesto del influjo) (kg/l) (kg/cm2) (kg/l) (m) (m) Peso de la Barita requerido para aumentar peso del Lodo WBar = VOL Act x 4.2 x (KMW - OMW) (peso del Lodo en kg/L) (toneladas m) (m3) (4.2 - KMW)

Ley de Boyle : P x V = Constante P2 = P1 x V1 ÷ V2 Presión1 x Volumen1= Presión2 x Volumen2 V2 = V1 x P1 ÷ P2 Perdidas de Presión (cualquier unidad) PPerdidas2 = PPerdidas1 x (Nuevo EPM)2 ÷ (Viejo EPM)2 PPerdidas2 = PPerdidas1 x (Nuevo MW) ÷ (Viejo MW)


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Unidades de Campo:

Presión Hidrostática Ph Ph = MW x 0.052 x TVD (psi) (ppg) (pie) Gradiente de Presión Gm Gm = MW x 0.052 (psi/pies) (ppg) Presión en el Fondo del Hoyo BHP Caso general (cualquier unidad): BHP = Ph(DS) + PTP - PPerdidas (DS) BHP = Ph(An) + PAn + PPerdidas (An)

Aplicación : Cierre del Pozo: BHP = Ph(DS) + SIDPP BHP = Ph(Ann) + SICP

Aplicación : Circulación: BHP = Ph(DS) + PTP - PPerdidas (DS) BHP = Ph(An) + APL PTP = PPerdidas (DS) + APL

Densidad Equivalente de Circulación, ECD ECD = MW + [APL ÷ 0.052 ÷ TVD] (ppg) (ppg) (psi) (pie) Aplicación : Control Pozo (a SCR): BHP = Ph(DS) + PTP - SCRP BHP = Ph(An) + PAn (Superficie) BHP = Ph(An) + PAn + CLFL (Submarino)

(asuminedo APL despreciable)

Peso de Lodo Equivalente EMW = MWLOT + [LOT ÷ 0.052 ÷ TVDZapata] (ppg) (ppg) (psi) (pie) Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie MAASP = (EMW - MW) x 0.052 x TVDZapata (psi) (ppg) (ppg) (ft) MAASP =LOT-[(MW- MWLOT) x 0.052 x TVDZapata] (psi) (psi) (ppg ) (ppg) (pie) Peso del Lodo de Control KMW = [SIDPP ÷ 0.052 ÷ TVD] + OMW (ppg) (psi) (pie) (ppg) Presión Inicial de Circulación (cualquier unidad) ICP = SIDPP + SCRP Presión Final de Circulación (cualquier unidad) FCP = SCRP x KMW ÷ OMW Densidad del Influjo Estimadad dinf dinf = MW - [(SICP - SIDPP) ÷ 0.052 ÷ hi ] con hi = Ganancia Tanques (litros) ÷ Vol. Anular (L/m) (ppg) (ppg) (psi) (psi) (pies) Tolerancia de Influjos (hi : altura supuesta del influjo KT = [MAASP- ((MW- dinf )x 0.052 x hi)] ÷ 0.052 ÷ TVD calculada del Volumen del influjo supuesto) (ppg) (psi) (ppg) (pies) (pies) Peso de la Barita requerido para aumentar peso del Lodo WBar = VOL Act x 42 x 35.5 x (KMW - OMW) (peso del Lodo en PPG) (lbs) (brl) (35.5 - KMW)Ley de Boyle : P x V = Constante P2 = P1 x V1 ÷ V2 Presión1 x Volumen1= Presión2 x Volumen2 V2 = V1 x P1 ÷ P2 Perdidas de Presión (cualquier unidad) PLosses2 = PLosses1 x (Nuevo EPM)2 ÷ (Viejo EPM)2 PLosses2 = PLosses1 x (Nuevo MW) ÷ (Viejo MW)


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Revisión: 0 Apéndice 5 Pruebas de Formación

APÉNDICE 5: PRUEBAS DE FORMACIÓN


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5.1 Procedimientos para las Pruebas de Fuga o de Integridad de la Formación.

Cuando se realice una prueba de Integridad o de Fuga de la formación, se debe utilizar el siguiente procedimiento:

1) Perforar la zapata flotadora, el espacio sin revestir o bolsillo y

tres metros más (10 pies) de hoyo nuevo. 2) Circular y acondicionar el hoyo hasta que el peso del lodo

sea el mismo entrando y saliendo. 3) Posicionar la barrena directamente por encima de la zapata

de tubería. 4) Instalar una bomba de alta presión y bajo volumen, como

las de la Unidad de Cementación. Las bombas utilizadas en el taladro no son adecuadas para realizar estas pruebas, y por lo tanto no se recomiendan.

5) Cerrar el BOP (en las unidades flotantes, cuélguese la sarta).

Si es posible, abrase el espacio anular entre la última sarta de revestimiento y las sartas anteriores para evitar el aumento de presión.

6) Bombear a través de la tubería de perforación o a través del

anular (en cada taladro se establecerán políticas propias en cuanto a la forma de bombeo) en incrementos de .016 a .040 m3 (0.1 a 0.25 bbls).

7) Después de que se bombee cada incremento, parar la

operación y registrar la presión final de bombeo. Esperar durante 2 minutos aproximadamente, hasta que las presiones se estabilicen y registrar la presión estática final. En el mismo gráfico, colocar la presión final de bombeo y la presión estática final versus el volumen bombeado acumulado.


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8) Repetir los pasos 6 y 7 hasta que la tendencia de la curva de la presión final de bombeo se desvíe de la curva de la presión estática final.

Alternativamente, es posible sustituir los pasos 6, 7 y 8 por un

bombeo continuo a una velocidad de bombeo reducida mientras se monitorea la presión y las emboladas.

9) Monitorear la presión estática final durante 5-10 minutos

más. 10) Liberar la presión abriendo la línea de retorno hacia el

tanque y medir el flujo que regresa. El objetivo de la prueba anteriormente mencionada no es fracturar la formación, sino identificar la "presión de admisión" de la misma. Esta "presión de admisión" se identifica como el punto en que ocurre una variación en las tendencias de la curva de presión final de la bomba y la curva de la presión estática. Una vez que se ha alcanzado la "presión de admisión" de la formación, no se recomienda continuar el bombeo. Si se continúa el bombeo, el posible que se fracture la formación y el indicativo de esto sería una caída aguda de la presión. Una vez que se ha iniciado la ruptura de la formación, es necesario parar el bombeo ya que de lo contrario, se presentarán pérdidas de fluido a una presión inferior, conocida como presión de propagación de la fractura.

5.1.1 Formaciones Consolidadas

En las formaciones consolidadas, el punto en que los incrementos de presión registrados se desvían de la línea recta establecida indica la "presión de admisión" de la formación.


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Prueba Límite

En áreas de roca dura consolidada, se debe realizar una prueba límite de la formación (conocida también como prueba de integridad de la formación o de la zapata), en vez de la prueba de fuga ya descrita. Si se realiza una prueba de fuga es posible que se propague una fractura, provocando una reducción de la integridad del pozo. En dichas áreas, se debe probar la formación según la presión establecida en el programa del pozo. Se debe parar el bombeo cuando se alcance la presión en que se predice la fractura.

Presión de Admisión de la formación

Volumen Bombeado Acumulado

Presión

Presión de Admisión de la formación


Presión

Fig. 1 Formaciones consolidadas permeables Fig. 2 Formaciones consolidadas con baja permeabilidad o impermeables

Prueba de Presión Deseada


Presión

Fig. 3 Formación consolidada “Prueba Limite”


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5.1.2 Formaciones No Consolidadas

En las formaciones no consolidadas, la presión final de bombeo siempre es superior a la presión estática final. La "presión de admisión" solo puede ser aproximada. Generalmente, la información es adecuada, debido a que el objetivo principal de la prueba es verificar el trabajo de cementación alrededor de la zapata.

Presión Estimada de Admision de la Formación


Presión

Fig. 4 Formación plastica no consolidada


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Revisión: 0 Apéndice 6 Evaluación del Registro Sísmico para

Gas Superficial

APÉNDICE 6: EVALUACIÓN DEL REGISTRO SÍSMICO PARA GAS SUPERFICIAL


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Revisión: 0 Apéndice 6 Evaluación del Registro Sísmico para

Gas Superficial

A continuación se presenta un breve resumen de los puntos a verificar.

OPTIMIZAR LA INVESTIGACIÓN PRELIMINAR DEL GAS SUPERFICIAL

- Estudios sísmicos. - Muestras del suelo. - Hoyos pilotos (previos al inicio de las operaciones).

EVITAR EL RIESGO DE GAS SUPERFICIAL CUANDO SEA POSIBLE

- Reposicionamiento del sitio de perforación. - Re-diseño de los esquemas del revestidor y uso de BOPs. - Aplicación estricta de los procedimientos a seguir con el gas

superficial. .

REDUCIR EL RIESGO PARA EL TALADRO EN CASO DE PRESENCIA DE GAS SUPERFICIAL

- Desviación submarina del flujo. - Perforación sin usar el tubo conductor submarino. - Perforación de un hoyo piloto de diámetro reducido. Algunas de las técnicas de alta resolución utilizadas en los estudios sísmicos no son confiables o adecuadas en la evaluación del gas superficial. El diagrama de flujo de la siguiente página ayudará a evaluar sin el estudio ha sido realizado satisfactoriamente.

ESQUEMA DE DECISIONES A TOMAR EN LOS ESTUDIOS SÍSMICOS

HAY OBJECIÓN EN HACER UNA COPIA CONFIDENCIAL DEL ESTUDIO PARA CONSEGUIR OPINIONES INDEPENDIENTES CON RESPECTO AL GAS SUPERFICIAL?

600 METROS:OK 300 M: MALA

QUE LONGITUD DE LINEA SISMICAFUE USADA?

EN LA AUSENCIA DE ESTE ESTUDIO, SE DEBE PEDIR AL OPERADOR LA REALIZACION DEL MISMO ANTES DE INICIAR LA PERFORACION DE UN POZO. EL GERENTE DE DISTRITO DEBE NOTIFICAR AL VP DE REGION SI ESTE ESTUDIO NO SE FUESE A REALIZAR

NO

QUE FUENTE FUE USADA?

SI

HA HECHO USTED UN EVALUACIÓN DEL REGISTRO SÍSMICO DE ALTA RESOLUCION,

MULTICANAL ?

CALIDAD DUDOSA

CAÑON DE AIRE O CAÑON DE AGUA

REGISTRO DE CHISPA. VIEJA TECNOLOGIA RESULTADOS DEFICIENTES

BUENA CALIDAD

EN CUANTOS CANALES Y A QUE REGIMEN DE PRUEBA

FUERON REGISTRADOS

24 CANALES O MENOS

48 CANALES; REGIMEN .5 A 1 MILLISEGUNDO

MALOS BUENOS


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Revisión: 0 Apéndice 7 Separador Lodo/Gas

APÉNDICE 7: SEPARADOR LODO/GAS


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7.1 Operaciones

El separador lodo/gas solo puede funcionar segura y efectivamente si se mantiene sello del lodo suficiente en la línea de descarga. Los esquemas indicados a continuación, ilustran este factor. Arreglo Típico Submarino Arreglo TípicoTerrestre

Circular a través del separador; no gas; no presión Figura 1 Figura 2

Figura 3 Figura 4

Selllo Lodo

Pres. Gas.

Pres. Gas

SelloLodo

Circular gas a través del separador dentro de la capacidad de diseño


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Figura 5 Figu ra 6

Figura 7 Figu ra 8

Arreg lo T ip ico Subm arino Arreg lo T ip ico Terrestre

C ircu lac ion a traves de l separador po r enc im a de su capacid ad; desca rga de gas

Se llo Lodo

P res G as.

P res G as.

Se llo Lodo

Posib le m ejo ra en la a ltu ra de l se llo de lodo

Se llo Lodo

P res G as.

P re s G a s.

Se llo Lod o

Para que el trabajo de la cuadrilla de perforación sea seguro, ésta debe disponer de los medios adecuados para controlar la carga que se


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impone sobre el separador y de las instrucciones a seguir si los criterios máximos de operación se alcanzan o sobrepasan. El método más comúnmente utilizado para medir la carga del separador consiste en instalar un manómetro de presión de bajo rango (0-150 kPa o 0-20 psig) o un transmisor de presión en el recipiente separador; el criterio máximo de operación en este caso corresponde a la altura hidrostática provista por el sello de lodo (suponiendo generalmente que el lodo ha sido sustituido por fluidos livianos de la formación como agua o petróleo). Las medidas a tomar en caso de una sobrecarga del separador incluyen reducir el régimen de contención, utilizar una línea de alta presión en vez del múltiple de estrangulamiento / contención o utilizar el método volumétrico para evacuar el gas del espacio anular.

7.2 Diseño del Sistema

Es esencial verificar que el sistema sea capaz de manejar la cantidad máxima de fluido y gas producida por el pozo en caso de un influjo severo. El operador es quien debe suministrar el valor y éste debe ser comparado con la capacidad del sistema, información que es suministrada por La Compañía.

Nota: NO SE MODIFICARÁN LOS SISTEMAS EXISTENTES SIN QUE LA OFICINA REGIONAL HAYA REVISADO PREVIAMENTE LOS MISMOS Y AUTORIZADO LA MODIFICACIÓN.

Existen dos factores primordiales a tomar en cuenta en relación con la capacidad del separador lodo/gas.

- Capacidad de Separación: Determinada esencialmente por las

dimensiones físicas del recipiente separador y de la línea de venteo que a su vez determinan la velocidad vertical del gas.

- Capacidad de Flujo del Gas: Determinada esencialmente por la longitud

y tamaño de la línea de venteo y por la profundidad del sello de lodo, ya que ellas afectan la presión generada en el separador por el flujo de gas


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y la cantidad de contrapresión disponible para compensar y evitar el contraflujo de gas (véase las ilustraciones 1 a 8, anteriores).

La salida de la línea de ventilación debe estar ubicada a una distancia segura (60 m, 200 pies por lo menos) en la dirección del viento predominante. En las unidades flotantes, se acepta la ventilación por el tope del bloque de la corona. La línea debe ser del tamaño apropiado para manipular el régimen máximo anticipado de flujo de gas; generalmente, se considera que 8" es lo mínimo requerido en la ventilación por el bloque de la corona en las unidades costa afuera. Este tamaño de 8” es el mínimo aceptado cuando se vaya a reemplazar o a mejorar una línea de venteo.

La línea de descarga no debe estar conectada directamente al desgasificador o a un cuarto de tanques cerrado; debe tener siempre una tubería abierta o una línea adicional de ventilación (Ver las ilustraciones 9 y 10, indicadas a continuación).


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NO SI

Figura 9 Figura 10

Dejar el tanque (o la línea) de retornos abierta o agregue línea de venteo

Tener un tanque sellado para Los Retornos del separador y tubería cerrada hacia el cuarto de tanques Del desgasificador

De acuerdo con la Notificación de la División de Seguridad - HSE Costa Afuera 11/90 de la UKCS, el tamaño de la línea de salida de líquido debe basarse en un régimen gravitacional mínimo de 6 barriles por minuto de lodo de 12 ppg y de viscosidad promedio. Los esquema señalados a continuación indican las dimensiones principales del sistema separador de lodo/gas.


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Figura 11 Figura 12

Entrada desde múltiple de

estrangulación 4”

Boca de Visita

Tuberia 8” hacia sistema de Lodo

Nivel Lodo

Línea de Ventilación 8”Tubería 12”

Entrada 12” Entrada 12”

Línea de Ventilación 8”

Nivel Lodo

Nivel Lodo

Tanque Desgasificador vacio

Tubo de Vacío 3”


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Figura 13 Figura 14

13% Revestidor

Línea de ventilación 8”

Tanque Desgasificador

Lleno

Drenaje, 6”

Entrada desde múltiple de estrangulación 4”

Tapa de Inspección

Nivel de Lodo

Línea de lavado 3”

Nivel de Lodo

Entrada desde múltiple de estrangulación 4”

Línea hacia Tanque Separador de Gas 8”

Línea 10”

Tanque de Viajes

Línea de ventilación 8”

Tuberia 12”

Línea de lavado 3”

Tapa con plomo Para impactos


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En caso de que exista alguna duda con respeto a la capacidad del sistema del separador lodo/gas de un taladro, el gerente de distrito debe contactar a la oficina regional y suministrar la siguiente información:

- Régimen máximo de flujo anticipado o requerido de gas.

- Esquema del recipiente separador con las indicaciones del diámetro,

longitud y disposición interna.

- Dibujo o Esquema de la línea de ventilación, indicando sus dimensiones, longitud, posición y número de codos y otras restricciones.

- Dibujo o esquema indicado la disposición, longitud y tamaño de la línea

de descarga del separador y del sello de lodo.